Resoluci髇 de 11 de diciembre de 2019, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se aprueban determinados procedimientos de operaci髇 para su adaptaci髇 al Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t閏nicas y econ髆icas del autoconsumo de energ韆 el閏trica

ANEXO

P.O. SENP 1 Funcionamiento de los sistemas el閏tricos no peninsulares

1. Objeto. El objeto de este Procedimiento es establecer los criterios de seguridad y funcionamiento que deben aplicarse en la operaci髇 de los Sistemas El閏tricos no Peninsulares (SENP) y en la elaboraci髇 y ejecuci髇 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 operaci髇 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 l韓eas y transformadores de la red de transporte.
• c) Las condiciones de entrega de la energ韆 en los puntos frontera de conexi髇 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 regulaci髇 necesarias que permitan resolver las restricciones t閏nicas y los desequilibrios entre la generaci髇 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 reposici髇 del servicio tras incidentes severos.

3. 羗bito de aplicaci髇. Este Procedimiento es de aplicaci髇 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 generaci髇.
• d) Distribuidores y gestores de distribuci髇.
• e) Consumidores conectados a Red de Transporte.
• f) Consumidores directos.
• g) Comercializadores.
• h) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producci髇 anteriormente mencionadas.
• i) Los representantes de las instalaciones de producci髇, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participaci髇 en el despacho de producci髇 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 El閏trico espa駉l que se encuentre fuera del territorio peninsular y no est� interconectado s韓cronamente con el Sistema El閏trico Peninsular:

• - Las instalaciones de la red de transporte.
• - Las subestaciones donde se vierta generaci髇, que a鷑 sin pertenecer a la red de transporte tengan influencia sobre esta.
• - Las instalaciones de producci髇.
• - Las instalaciones de distribuci髇 o de consumidores conectados directamente a la red de transporte.

El Operador del Sistema mantendr� 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 el閏trico:

• 4.1 Estado normal. Situaci髇 en la cual todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los m醨genes 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. Situaci髇 en la cual todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los m醨genes 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. Situaci髇 en la que una o m醩 variables de control del sistema presentan valores fuera de los m醨genes de funcionamiento normal.

  Se incluyen en este estado aquellos casos en los que se registra alguna interrupci髇 del suministro el閏trico de car醕ter local.

• 4.4 Estado de reposici髇. Situaci髇 caracterizada por la p閞dida de suministro en una zona el閏trica (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 reposici髇 ordenada, segura y r醦ida del servicio.

Adicionalmente se definen las instalaciones de producci髇 de categor韆 A, e instalaciones de producci髇 de categor韆 B, como aquellas definidas en el art韈ulo 2 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

5. Criterios de seguridad y de funcionamiento para la operaci髇 de los sistemas el閏tricos no peninsulares.

5.1 Variables de control de la seguridad del sistema el閏trico. Las variables que permiten supervisar el estado del sistema el閏trico 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 (l韓eas, transformadores y aparamenta asociada).
• - Las reservas de regulaci髇 disponibles (potencia activa y reactiva).
• - El programa de intercambio por las interconexiones entre islas o con otro sistema el閏trico.

5.2 Contingencias que deben considerarse en los an醠isis de seguridad. Las contingencias que deben considerarse en los an醠isis de seguridad son:

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

  Las siguientes contingencias no se considerar醤, excepto en aquellos casos, que por condiciones meteorol骻icas 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 l韓eas de conexi髇 con el resto del sistema o interconexiones entre islas o con otro sistema el閏trico o de otro grupo de la misma zona, cuando tras el primer fallo simple (grupo o l韓ea) el sistema quedase en estado de alerta y no fuera posible recuperar el estado normal de funcionamiento mediante la utilizaci髇 de los medios disponibles para la operaci髇 en tiempo real.
• - El fallo de dobles circuitos.

5.3 M醨genes de las variables de control en la operaci髇.

5.3.1 Funcionamiento normal del sistema.

5.3.1.1 Frecuencia. La frecuencia asignada del sistema es 50 Hz. Se considerar醤 variaciones normales de la frecuencia aquellas comprendidas entre 49,85 y 50,15 Hz, acept醤dose intervalos de duraci髇 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 podr� decidir, en funci髇 de lo establecido en el apartado 9 del presente procedimiento y en funci髇 de la criticidad de la situaci髇 resultante de dicha perturbaci髇, ordenar deslastres manuales de carga con el fin de mantener la estabilidad del sistema.

Los valores de frecuencia aqu� considerados podr醤 ser objeto de modificaci髇 de acuerdo a la evoluci髇 futura que presenten los SENP.

5.3.1.2 Tensi髇. El Operador del Sistema elaborar� un Plan de Control de Tensi髇 (PCT) para los diferentes sistemas de cada SENP de acuerdo con lo establecido en los procedimientos aplicables de control de tensi髇 de la red de transporte, que se actualizar� con periodicidad anual o superior.

Los PCT establecer醤 las consignas de tensi髇 que deber醤 mantenerse en funcionamiento normal en los diferentes nudos de la red de transporte.

Los PCT tendr醤 en cuenta los m醨genes de dise駉 de las instalaciones comunicados por cada empresa propietaria, as� como las tensiones deseables para la minimizaci髇 de las p閞didas de transporte.

En todo caso, en estado normal, la tensi髇 se encontrar� dentro de los m醨genes indicados en la tabla siguiente:

El Operador del Sistema publicar� anualmente la relaci髇 de los nudos en los que se opera fuera de los l韒ites aqu� propuestos por agotamiento sistem醫ico de los recursos disponibles en operaci髇.

Tras contingencia la tensi髇 podr� variar seg鷑 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 superar醤 la capacidad nominal de los transformadores, ni la capacidad t閞mica permanente de las l韓eas 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 r間imen permanente se podr� limitar a un valor inferior al indicado cuando as� sea necesario por razones de estabilidad din醡ica, exista riesgo de colapso de tensi髇 o por cualquier otra situaci髇 que as� lo requiera. Posteriormente deber� enviarse un informe justificativo a la Administraci髇 competente y a la CNMC en el plazo de un mes.

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

5.3.1.4 Reservas de regulaci髇 de potencia activa. En el cap韙ulo 8 de este procedimiento se establecen los requerimientos de reserva de regulaci髇 primaria, secundaria y terciaria.

5.3.1.5 Reserva de regulaci髇 de potencia reactiva. En cada sistema se deber� disponer de la reserva de potencia reactiva suficiente para hacer frente a las contingencias consideradas sin que se superen los l韒ites 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 l韒ites que se indican a continuaci髇 para las contingencias establecidas en el apartado 5.2, no produci閚dose para dichas contingencias interrupciones del suministro, salvo aquellas que sean consecuencia de los deslastres de cargas practicados, y debiendo cumplirse, adicionalmente, las condiciones espec韋icas que se establezcan en la reglamentaci髇 vigente sobre calidad de servicio.

5.3.2.1 Fallo simple (Criterio N-1). No se permiten sobrecargas permanentes en las l韓eas de la red de transporte, respecto a su l韒ite t閞mico operativo, pudi閚dose admitir sobrecargas transitorias de hasta un 15 % con una duraci髇 inferior a 20 minutos.

No se permiten sobrecargas permanentes en los transformadores, admiti閚dose las sobrecargas transitorias indicadas en el apartado 5.3.2.4 玊abla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias�. En todo caso el Operador del Sistema adoptar� las medidas correctoras en tiempo real que sean precisas para eliminar las sobrecargas transitorias en el menor tiempo posible.

Las tensiones, tras la recuperaci髇 del r間imen permanente, deben estar comprendidas entre los siguientes l韒ites:

5.3.2.2 Fallo de l韓eas de doble circuito. Se considerar醤 los mismos valores admisibles para las sobrecargas de l韓eas y de transformadores que han sido establecidos para el caso de fallo simple.

Las tensiones tras la recuperaci髇 del r間imen permanente deben estar dentro de los siguientes l韒ites:

5.3.2.3 Fallo sucesivo del mayor grupo generador de una zona y de una l韓ea de conexi髇 de dicha zona o de interconexiones entre islas con el resto del sistema y con otro sistema el閏trico. Se considerar醤 los mismos valores admisibles para las sobrecargas de l韓eas y transformadores y los mismos l韒ites para las tensiones en los nudos que han sido establecidos para el caso de fallo de l韓eas de doble circuito.

5.3.2.4 Tabla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias. A continuaci髇 se muestra la tabla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias. En todo caso se habr� de verificar que:

• - No se producen ceros de tensi髇 en ning鷑 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 m醨genes establecidos, en su caso, tras la actuaci髇 de los deslastres por frecuencia.
• - Se dispone de las reservas de regulaci髇 establecidas en este Procedimiento.

5.3.2.5 Otras consideraciones. Adicionalmente a los anteriores criterios, deber� garantizarse la inexistencia de una situaci髇 de inestabilidad de las tensiones que pueda derivar en un colapso de tensi髇.

En el caso de nudos en la red de transporte alimentados por s髄o dos l韓eas en los que, ante el fallo o indisponibilidad programada de una de ellas, dejar韆 de cumplirse el criterio N-1, se deber� establecer un Plan de Salvaguarda espec韋ico en colaboraci髇 con los agentes afectados, para reducir si es posible, los efectos que pudieran derivarse del fallo posterior de la otra l韓ea.

Para la programaci髇 de trabajos con indisponibilidad de una de estas l韓eas se deber� valorar el riesgo de fallo de la otra, eligiendo, en todo caso, el momento y las condiciones m醩 apropiadas para realizar el trabajo, de acuerdo con el Gestor de Distribuci髇 de la zona.

Para trabajos con indisponibilidad de una barra de una subestaci髇 de doble embarrado con protecci髇 diferencial de barras, se analizar醤 los efectos del fallo de la otra barra y se tendr醤 en cuenta todas las circunstancias que puedan concurrir en cada situaci髇 particular, considerando debidamente su incidencia en la seguridad del sistema, estableci閚dose 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 planificaci髇 y autorizaci髇 de descargos de elementos de los sistemas de protecci髇 o modificaci髇 de sus ajustes, se deber� tener en cuenta el nivel de criticidad de los diferentes nudos de la red y los tiempos cr韙icos de despeje de falta identificados, de forma que, seg鷑 cual sea el sistema de protecci髇 en descargo, pueda optarse por abrir el elemento protegido o tomar otras medidas, tales como bloquear reenganches, acelerar la actuaci髇 de las protecciones, separar barras, u otras acciones sobre la topolog韆 que impidan que una falta en esas condiciones pueda tener una repercusi髇 grave para el sistema.

En aquellas situaciones en las que existan riesgos de inestabilidad din醡ica del sistema, se realizar� un estudio complementario de estabilidad en el que la contingencia considerada ser� una falta trif醩ica franca con correcta actuaci髇 de los sistemas de protecci髇. La falta se supondr� situada en el punto m醩 desfavorable de la l韓ea en cuesti髇. Se considerar� un tiempo de actuaci髇 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 operaci髇 tras una determinada contingencia que minimice sus consecuencias, el Operador del Sistema podr� 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 car醕ter p鷅lico, condiciones climatol骻icas adversas, etc. tomar� las medidas necesarias para garantizar la seguridad de suministro, aplicando, si lo considera necesario, criterios m醩 estrictos que los descritos en el apartado 5.3 informando en su caso, a la Administraci髇 competente en el plazo de un mes. En el citado informe se indicar醤 las medidas adoptadas, las propuestas alternativas y los costes asociados a la adopci髇 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 aplicar醤 los criterios que a continuaci髇 se indican para establecer los niveles de carga admisibles en las l韓eas y transformadores de su propiedad que formen parte de dicha red.

6.1 L韒ites t閞micos. Se define como 玞apacidad� o 玪韒ite t閞mico estacional� la m醲ima capacidad de transporte de una l韓ea o transformador en r間imen permanente, asociada a un periodo temporal determinado.

Las empresas propietarias de las instalaciones de transporte determinar醤 la capacidad admisible de las l韓eas y transformadores de su propiedad, utilizando para ello la metodolog韆 que se apruebe y que ser� publicada por el Operador del Sistema.

Para el c醠culo de la capacidad de transporte de las l韓eas se tendr� en cuenta lo establecido en el Reglamento T閏nico de L韓eas A閞eas de Alta Tensi髇 para garantizar la seguridad de las personas e instalaciones.

Como norma general, se establecer醤 los l韒ites t閞micos estacionales para los siguientes periodos:

Por la climatolog韆 singular de Canarias, se considera que, a afectos de l韒ites t閞micos, las condiciones ambientales son equivalentes a primavera-oto駉 durante todo el a駉.

En el caso de aquellas instalaciones que est閚 dotadas de medios de monitorizaci髇 para determinar su capacidad t閞mica en tiempo real, la informaci髇 de los mismos podr� ser tenida en cuenta en los an醠isis de seguridad del sistema.

El Operador del Sistema, previa informaci髇 a los agentes, a la autoridad competente y a la CNMC, podr� modificar transitoriamente los periodos de aplicaci髇 de los l韒ites t閞micos estaci髇ales cuando se presenten condiciones meteorol骻icas excepcionales que lo justifiquen.

6.2 Metodolog韆 de c醠culo. Los modelos de c醠culo que se utilicen para la determinaci髇 de las capacidades de transporte de l韓eas y transformadores contemplar醤 los siguientes aspectos:

• 6.2.1 Modelo t閞mico para la aparamenta. Se tendr醤 en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento t閞mico de la aparamenta, los datos estad韘ticos hist髍icos de temperaturas y la temperatura m醲ima de dise駉 de la aparamenta.
• 6.2.2 Modelo t閞mico para los conductores. Se tendr醤 en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento t閞mico de los conductores, los datos estad韘ticos hist髍icos de temperaturas, la temperatura m醲ima de dise駉 del conductor y la radiaci髇 solar. Se considerar� una velocidad del viento de 0,6 m/s.
• 6.2.3 Modelo t閞mico para los transformadores. Los l韒ites t閞micos estaci髇ales aplicables a los transformadores ser醤 los que se deducen de la norma CEI 354:1991 m醩 el corrigendum de 1992 (Gu韆 de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite), que toma en consideraci髇 las condiciones ambientales y las sobrecargas admisibles.

6.3 Periodicidad del c醠culo de los niveles admisibles de carga. Las actualizaciones de las capacidades t閞micas de las instalaciones de transporte se realizar醤 siempre que exista alguna variaci髇 de las caracter韘ticas de los equipos, y ser醤 comunicadas al Operador del Sistema con la antelaci髇 suficiente sobre la fecha prevista para su implantaci髇.

Adicionalmente, las empresas propietarias de instalaciones de la red de transporte realizar醤, al menos, una actualizaci髇 anual de los datos de sus instalaciones, comunicando tal revisi髇 al Operador del Sistema antes del 1 de abril de cada a駉. Dichas revisiones ser醤 publicadas por el Operador del Sistema tras su validaci髇.

7. Condiciones de entrega de energ韆 en los puntos frontera con la red de transporte. Las compa耥as 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 energ韆 establecidas en este apartado.

Adicionalmente, a lo expuesto en este procedimiento deber醤 cumplirse las condiciones espec韋icas que se establezcan en la reglamentaci髇 vigente sobre calidad de servicio.

En lo relativo a las variaciones de frecuencia y tensiones en los nudos frontera de la red de transporte ser� de aplicaci髇 lo establecido en el apartado 5.3.

7.1 Interrupciones del suministro y huecos de tensi髇. Los valores admisibles para las interrupciones del suministro y los huecos de tensi髇 vendr醤 determinados en la normativa de calidad de servicio vigente.

7.2 Potencia de cortocircuito. El Operador del Sistema publicar� anualmente los intervalos de variaci髇 de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte bajo su gesti髇.

8. Establecimiento de las reservas para la regulaci髇 frecuencia/potencia. El Operador del Sistema fijar� los niveles de reserva de regulaci髇 necesarios en cada SENP para hacer frente a los desequilibrios entre la generaci髇 y el consumo reales.

Dependiendo de la escala de tiempo en que tiene lugar su acci髇 y de la se馻l que origina su actuaci髇, se establecen tres niveles de reserva:

• - Reserva de regulaci髇 primaria.
• - Reserva de regulaci髇 secundaria.
• - Reserva de regulaci髇 terciara.

Sin perjuicio de lo indicado en este procedimiento para las reservas de regulaci髇 indicadas, para la gesti髇 de los servicios complementarios correspondientes se tendr醤 en cuenta los procedimientos espec韋icos que sean de aplicaci髇, en los que se desarrollan plenamente los aspectos relativos a esta cuesti髇.

El Operador del Sistema determinar� el valor m醲imo de potencia por las interconexiones entre islas u otros sistemas el閏tricos.

8.1 Reserva de regulaci髇 primaria. Para cada sistema de los SENP, la reserva de regulaci髇 primaria en cada periodo de programaci髇 horario ser� como m韓imo el 50 % de la mayor potencia neta asignada a un grupo generador entre los programados en dicho periodo horario. A este efecto, se considerar醤 como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de m鷏tiple eje con independencia del tipo de turbina (gas o vapor). Tambi閚 se considerar� la reserva que aporten los enlaces el閏tricos entre islas o con otros sistemas el閏tricos ante contingencia N-1. La distribuci髇 de la reserva primaria entre los generadores se realizar� de acuerdo al Procedimiento de regulaci髇 primaria.

El valor de reserva primaria deber� ser revisado, en su caso, atendiendo a las posibles modificaciones del Plan Autom醫ico 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 regulaci髇 secundaria. La reserva que debe mantenerse en regulaci髇 secundaria, en cada sistema de los SENP, ser� determinada por el Operador del Sistema para cada periodo de programaci髇 horario, en funci髇 de la evoluci髇 temporal previsible de la demanda, del fallo probable de generadores acoplados y de la variabilidad de la producci髇 de categor韆 B que utilicen fuentes de energ韆 renovables, definida en el Real Decreto 738/2015.

La suma de las reservas primaria y secundaria asignadas en cada per韔do de programaci髇 horario, siempre que los condicionantes t閏nicos 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 considerar醤 como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de m鷏tiple eje, no obstante en rampa de subida de demanda, los generadores movidos por las turbinas de gas se contabilizar醤 como una vez y media su potencia programada en el periodo horario para considerar la p閞dida 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 programaci髇 horario del que se quiere determinar la reserva y el siguiente.
• - La potencia que aporten los enlaces el閏tricos entre islas o con otros sistemas el閏tricos ante contingencia N-1.
• - La p閞dida m醩 probable por una disminuci髇 de la potencia de las instalaciones de producci髇 de categor韆 B que utilicen fuentes de energ韆 renovables acopladas, que ser� 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 per韔do de programaci髇, siempre que los condicionantes t閏nicos lo permitan, ser� como m韓imo el 50 % de la reserva a subir.

Los valores de reserva secundaria aqu� considerados podr醤 ser objeto de modificaci髇 de acuerdo a la evoluci髇 futura que presenten los SENP.

8.3 Reserva de regulaci髇 terciaria. La reserva necesaria de regulaci髇 terciaria a subir en cada per韔do de programaci髇 horario ser�, 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 considerar醤 como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de m鷏tiple eje, no obstante, los generadores movidos por las turbinas de gas se contabilizar醤 como una vez y media su potencia programada en el periodo horario para considerar la p閞dida 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 programaci髇 horario del que se quiere determinar la reserva y el siguiente.
• - La potencia que aporten los enlaces el閏tricos entre islas o con otros sistemas el閏tricos ante contingencia N-1.
• - A la p閞dida m醩 probable por una disminuci髇 de la potencia de las instalaciones de producci髇 de categor韆 B que utilicen fuentes de energ韆 renovables acopladas, que ser� 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 asignaci髇 a las diferentes instalaciones de producci髇 la realizar� el operador del sistema dentro del proceso de resoluci髇 de desv韔s generaci髇-demanda en tiempo real.

Los valores de reserva terciaria aqu� considerados podr醤 ser objeto de modificaci髇 de acuerdo a la evoluci髇 futura que presenten los SENP.

9. Establecimiento de los planes de seguridad y medidas de operaci髇. El Operador del Sistema establecer�, con la colaboraci髇 de los propietarios de las instalaciones afectadas, y pondr� a disposici髇 de todos los agentes, los planes de seguridad que permitan hacer frente a las diferentes situaciones que pueden presentarse en la operaci髇 del sistema, con objeto de garantizar su seguridad.

Los planes de seguridad, en funci髇 de la situaci髇 de operaci髇 a la que sean aplicables, se clasifican en: Planes de Salvaguarda, Planes de Emergencia y Planes de Reposici髇 del Servicio.

9.1 Planes de Salvaguarda. Los Planes de Salvaguarda contemplar醤 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 repercusi髇 negativa importante tanto en el suministro el閏trico como sobre el funcionamiento de los generadores.

En los Planes de Salvaguarda se establecer醤:

• - Las acciones correctivas post-contingencia, incluidos los planes de teledisparo de generadores, que deber醤 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 鷗il para la operaci髇 (caso de requerirse, por ejemplo, la conexi髇 de un nuevo grupo t閞mico en la misma zona).

9.1.1 Planes de teledisparo de generadores u otros elementos de la red de transporte. El Operador del Sistema podr� proponer a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica 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 p閞dida 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 extensi髇 de los incidentes una vez que se han producido 閟tos, y devolver el sistema al estado normal de operaci髇 en el menor tiempo posible. En consecuencia, solamente se considerar醤 en dichos planes las acciones correctoras post-contingencia que sean precisas en cada caso, incluida la actuaci髇 de los equipos de deslastre de cargas por m韓ima frecuencia, el deslastre de generaci髇 por m醲ima frecuencia (1) y el deslastre selectivo de carga manual o por actuaci髇 de teledisparo de l韓eas y transformadores.

9.2.1 Deslastre autom醫ico de cargas. Dada la condici髇 de islas el閏tricas de reducido tama駉, en los SENP, en ocasiones y ante determinados desequilibrios generaci髇-demanda se considerar� el deslastre de carga como una pr醕tica de operaci髇 admisible e inevitable.

El Operador del Sistema, considerando las propuestas realizadas por las empresas de distribuci髇, propondr� para su aprobaci髇 a la Administraci髇 competente, previo informe de la CNMC, los Planes de Deslastre Autom醫ico de Cargas necesarios para los casos en que, por una incidencia muy severa, el equilibrio entre la generaci髇 y la demanda del sistema no pueda ser restablecido mediante la puesta en pr醕tica de otras acciones de control.

Estos planes se basar醤 en la actuaci髇 de un sistema autom醫ico de deslastre de cargas por m韓ima frecuencia, para conseguir una desconexi髇 controlada de dichas cargas.

Los Planes de Deslastre Autom醫ico de Cargas establecer醤 un deslastre escalonado, desconectando en primer lugar los grupos de bombeo, y posteriormente, a valores inferiores de frecuencia, o superiores de velocidad de variaci髇 de la misma, conjuntos de cargas preseleccionadas no cr韙icas.

Esta desconexi髇 se realizar� de acuerdo con los umbrales de frecuencia, velocidad de variaci髇 de frecuencia, magnitud en la carga y especificaci髇 de la misma que se establezcan en los Planes de Deslastre Autom醫ico de Carga.

Los gestores de las redes de distribuci髇 y los consumidores conectados a la Red de Transporte deber醤 instalar rel閟 de frecuencia cuya actuaci髇 se ajuste a los criterios generales que se indican en este Procedimiento y a los que se establezcan en los Planes de Deslastre Autom醫ico de Cargas que se encuentren en vigor en cada momento. La ubicaci髇, los criterios de actuaci髇 y las caracter韘ticas de estos rel閟 no podr醤 modificarse sin el acuerdo previo del Operador del Sistema.

Las empresas productoras deber醤 garantizar, siempre que la protecci髇 de los equipos internos lo permitan, que las protecciones de m韓ima frecuencia de las instalaciones de producci髇, tanto las de categor韆 A como B est閚 coordinadas con el sistema de deslastre autom醫ico de cargas por frecuencia, y solamente podr醤 desacoplar de la red si la frecuencia cae por debajo de 47,5 Hz, durante un tiempo igual o superior a 3 segundos. Quedar醤 excluidos del cumplimiento de este requisito aquellos generadores que estando en servicio con anterioridad al 1 de junio de 2006 no estuvieran t閏nicamente dotados para ello.

El Operador del Sistema podr� realizar, simulaciones de activaci髇 de estos Planes de Deslastre Autom醫ico de Cargas por m韓ima frecuencia, conforme a los protocolos que sean definidos.

De igual modo, podr� contemplarse la actuaci髇 de deslastres autom醫icos de cargas o teledisparo de l韓eas y transformadores, si tras la aplicaci髇 sucesiva de las medidas de operaci髇 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 aplicaci髇 sucesiva de las medidas de operaci髇 que son de aplicaci髇 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 dar� instrucciones para que las empresas de distribuci髇 procedan al deslastre indicado.

Mediante la aplicaci髇 del deslastre manual de carga se pretender� evitar una perturbaci髇 de mayores dimensiones.

Con objeto de poder aplicar esta medida en las mejores condiciones posibles de control y minimizaci髇 de su impacto sobre los consumidores, las empresas de distribuci髇 deber醤 disponer previamente de los correspondientes Planes de Deslastre de Carga, cuya eficacia deber醤 evaluar con la colaboraci髇 del Operador del Sistema. Consecuentemente, las empresas de distribuci髇 remitir醤 al Operador del Sistema las correspondientes versiones actualizadas de dichos Planes.

Los Planes de Deslastre de Carga de cada empresa de distribuci髇 deber醤 considerar bloques m醲imos de cargas que se definir醤 para cada sistema en funci髇 de sus caracter韘ticas, identificando la secuencia de deslastre de cada uno de ellos y el orden de afectaci髇 para el caso de deslastres rotatorios. Considerando los requerimientos indicados, los Planes de Deslastre de Carga contemplar醤, al menos, la siguiente informaci髇:

• - Isla o Ciudad Aut髇oma.
• - Municipio/Comarca.
• - Nudo o nudos el閏tricos de la red de transporte de los que se alimenta la carga.
• - Potencia estimada deslastrable en el nudo o nudos el閏tricos.
• - Tipo de carga predominante alimentada por cada transformador, grupo de transformadores o l韓eas de media tensi髇 (industrial, rural, servicios o dom閟tica).

Los deslastres se deber醤 producir de acuerdo con las siguientes consideraciones:

• 9.2.2.1 Umbral de deslastre. Las variables de control que se utilizar醤 para emitir las instrucciones de deslastre ser醤 la frecuencia, las sobrecargas graves en los equipos de la red de transporte o distribuci髇 que sean cr韙icos para el sistema y la constataci髇 de insuficiencia de capacidad manifiesta y sostenida para alimentar el consumo.

  El Operador del Sistema emitir� las instrucciones de deslastre cuando se verifique alguna de las condiciones que se indican a continuaci髇 para los par醡etros asociados a las variables de control:

  • - Frecuencia. Por umbrales o velocidad de variaci髇 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 an醠isis que realice en base a los mismos, determinar� los umbrales efectivos de frecuencia o velocidad de variaci髇 de frecuencia, que una vez superados dar醤 lugar a las 髍denes de deslastre de cargas.

  • - Sobrecargas en los equipos de las redes de transporte o distribuci髇 Existencia de sobrecargas que requieran proceder al deslastre de carga con objeto de evitar su p閞dida de forma inminente y/o la ocurrencia de una perturbaci髇. La magnitud de las sobrecargas admisibles depender� del equipo y del ajuste de las protecciones.
• 9.2.2.2 Cargas afectadas por el deslastre. El Operador del Sistema determinar�:
  • - Los nudos de la red de transporte en los que deber� deslastrarse la carga.
  • - La magnitud de la potencia a deslastrar y la empresa de distribuci髇 suministradora de dicha potencia.
  • - La asignaci髇 de la potencia que deber� deslastrar cada empresa de distribuci髇 ser� funci髇 directa de su cuota de mercado correspondiente al 鷏timo a駉 en la zona afectada.
  • - Hora de inicio del deslastre y estimaci髇 del periodo durante el que 閟te se mantendr�.

  A los efectos de este procedimiento, una empresa de distribuci髇 cuya red se encuentre acoplada a la red de otra empresa de distribuci髇 mayor, se considerar� como una carga de esta 鷏tima empresa.

  Las empresas de distribuci髇 realizar醤 la elecci髇 de los consumidores que deber醤 ser afectados tratando de minimizar el impacto sobre los usuarios del servicio, evitando, en la medida de lo posible, la afectaci髇 de servicios esenciales y la reiteraci髇 de los deslastres sobre un mismo cliente o conjunto de consumidores. Con ese objetivo, en caso de ser preciso, se aplicar� un criterio de afectaci髇 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 pr醕tica de dichos Planes, las empresas de distribuci髇 proceder醤 a deslastrar cargas por nudos completos de la red de distribuci髇, asegurando la compatibilidad de los deslastres con las instrucciones emitidas por el Operador del Sistema.

• 9.2.2.3 Comunicaci髇 de la instrucci髇 de deslastre. El Operador del Sistema comunicar� la instrucci髇 de deslastre con la mayor antelaci髇 posible a los centros de control de las empresas de distribuci髇.

  Dicha comunicaci髇 tendr� lugar por v韆 telef髇ica, con posterior confirmaci髇 por fax o correo electr髇ico, y deber� quedar oportunamente registrada de forma que sea posible su verificaci髇 posterior.

  Sin perjuicio de las acciones de comunicaci髇 que las empresas de distribuci髇 lleven a cabo para informar con la mayor antelaci髇 posible a sus consumidores, al Gobierno Auton髆ico y a las Administraciones Locales competentes, el Operador del Sistema informar� a los Organismos Ministeriales competentes, a la Presidencia del Gobierno y al Gobierno Auton髆ico, quienes determinar醤 las acciones posteriores de comunicaci髇 a la sociedad y a los medios que sean pertinentes.

• 9.2.2.4 Confirmaci髇 del deslastre. Las empresas de distribuci髇 confirmar醤 a el Operador del Sistema la ejecuci髇 de los deslastres de cargas.
• 9.2.2.5 Normalizaci髇 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 establecer� los procedimientos de reposici髇 o dar� instrucciones a las empresas de distribuci髇 para iniciar la reposici髇 progresiva de las cargas deslastradas indicando:
  • - Los nudos de la red de transporte en los que deber� reponer la carga.
  • - La potencia total de las cargas a acoplar.

  El proceso de reposici髇 se realizar� de forma progresiva hasta la total normalizaci髇 del suministro el閏trico.

• 9.2.2.6 Confirmaci髇 de la normalizaci髇 del suministro. Las empresas de distribuci髇 confirmar醤 al Operador del Sistema la normalizaci髇 del suministro el閏trico, indicando las potencias, tiempo y energ韆s finalmente no suministradas, indexando dicha informaci髇 con el listado de las l韓eas afectadas seg鷑 el correspondiente Plan de Deslastre de Carga.
• 9.2.2.7 Informaci髇 emitida por el Operador del Sistema. En el plazo de un mes el Operador del Sistema remitir� un informe a los Organismos Ministeriales, al Gobierno Auton髆ico y a la CNMC, en el que se detallar醤 todos los aspectos relevantes del incidente que haya provocado el deslastre de carga.
• 9.2.2.8 Mecanismo excepcional de actuaci髇. Dadas las caracter韘ticas de los SENP pueden existir situaciones en las que sea necesario realizar deslastres manuales selectivos complementarios de los deslastres autom醫icos 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 actuaci髇 inmediata y que, por consiguiente, tengan que ser ejecutados por las compa耥as distribuidoras sin orden previa por parte del Operador del Sistema.

La aplicaci髇 de estos deslastres manuales quedar� reducida, por tanto, 鷑icamente a dichas situaciones y tendr醤 como objeto evitar una perturbaci髇 de mayores dimensiones. El procedimiento de actuaci髇 ser� 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 鷑ica empresa de distribuci髇, esta lo comunicar� al Operador del Sistema y ejecutar� el deslastre, o viceversa dependiendo de la premura en la ejecuci髇 del mismo. En el caso de que la incidencia afecte a varias empresas de distribuci髇, la empresa gestora de red que haya detectado el problema, en funci髇 de la urgencia del deslastre, podr� comunicarlo al Operador del Sistema quien, a su vez, actuar� seg鷑 se ha determinado con anterioridad, o podr� ejecutarlo directa e 韓tegramente sobre la red de su propiedad comunic醤dolo a 玴osteriori� al Operador del Sistema.

La empresa que solicit� o ejecut� el deslastre deber� 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 desconexi髇 de generaci髇 por m醲ima frecuencia. El OS establecer� los planes de desconexi髇 de generaci髇 necesarios para los casos en los que, por una incidencia muy severa, el equilibrio entre la generaci髇 y la demanda del sistema no pueda ser restablecido mediante las acciones de control previstas.

Estos planes se basar醤 en la actuaci髇 de un sistema autom醫ico de desconexi髇 escalonada de generaci髇 por m醲ima frecuencia, para conseguir una desconexi髇 controlada de la generaci髇 que permita recuperar el equilibrio entre generaci髇 y demanda.

Con el fin de recuperar la controlabilidad del sistema y la predictibilidad de su comportamiento en una situaci髇 en la que est� fuera de su punto de equilibrio se realizar� la desconexi髇 de la generaci髇 de categor韆 B de acuerdo con los siguientes escalones, y con una temporizaci髇 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 determinar� las instalaciones que deben desconectar en cada escal髇.

En ning鷑 caso estas instalaciones de generaci髇 se reconectar醤 de forma autom醫ica. Su reconexi髇 se realizar� siguiendo las instrucciones recibidas del OS a trav閟 de sus Centros de Control.

Las instalaciones de producci髇 categor韆 A no desconectar醤 mientras la frecuencia no supere los 52 Hz.

9.3 Planes de Reposici髇 del Servicio. Los Planes de Reposici髇 del Servicio tienen como objetivo devolver el sistema el閏trico al estado normal de operaci髇 tras incidentes severos que hayan provocado interrupciones del suministro en zonas extensas del sistema.

La elaboraci髇 y actualizaci髇 de los Planes de Reposici髇 del Servicio de cada sistema es responsabilidad del Operador del Sistema. Para ello contar� con la colaboraci髇 de los distribuidores y generadores presentes en cada sistema, y de la CNMC. Estos planes sistematizar醤 las actuaciones que deber醤 realizar los diferentes centros de control y el personal de operaci髇 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 proceder醤 a efectuar la reposici髇 del servicio bajo la coordinaci髇 del Operador del Sistema, conforme a lo establecido en los Planes de Reposici髇 correspondientes.

De un modo general la reposici髇 de las cargas deber� ser llevada a cabo por los agentes en los t閞minos que se establezcan en los Planes de Reposici髇 del Servicio. Estos planes deber醤 tambi閚 hacer referencia a los dispositivos autom醫icos de reposici髇 de servicio instalados, en el caso de que su existencia est� autorizada, y a su interrelaci髇 con la actuaci髇 de los agentes mencionados. Consecuentemente, la actuaci髇 aut髇oma de dispositivos de reposici髇 autom醫ica de carga se limitar� a los casos que se contemplen en dichos Planes.

El Operador del Sistema ser� responsable de la coordinaci髇 de los simulacros de reposici髇 que tengan lugar.

P.O. SENP 2.2 Cobertura de la demanda, programaci髇 de la generaci髇 y altas en el despacho econ髆ico

1. Objeto. Analizar la cobertura de la demanda de los sistemas el閏tricos no peninsulares (SENP), y programar los recursos de generaci髇 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 el閏tricos no peninsulares (P.O. 1 de los SENP.), as� como establecer los requisitos para el alta de nuevos agentes en el despacho econ髆ico.

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. 羗bito de aplicaci髇. Este procedimiento es de aplicaci髇 a los siguientes sujetos:

• a) Operador del sistema.
• b) Transportista 鷑ico y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
• c) Distribuidores y gestores de distribuci髇.
• d) Comercializadores.
• e) Consumidores directos.
• f) Los titulares de las instalaciones de producci髇 categor韆 A.
• g) Los titulares de las instalaciones de producci髇 categor韆 B mayores de 0,5 MW de acuerdo con la definici髇 del art韈ulo 7.c) del Real Decreto 413/2014.
• h) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producci髇 anteriormente mencionadas.
• i) Los representantes de las instalaciones de producci髇, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participaci髇 en el despacho de producci髇 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 a駉 m髒il. El operador del sistema elaborar�, 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 a駉 m髒il.

En caso de detectar dichos riesgos, el operador del sistema remitir� un informe al Ministerio para la Transici髇 Ecol骻ica y al organismo competente en materia de energ韆 de la comunidad aut髇oma o ciudad aut髇oma que corresponda, que ponga de manifiesto esta situaci髇 as� como la propuesta de equipos de generaci髇 necesarios.

4.1 M閠odo de estudio. El an醠isis de la cobertura de la demanda se realizar� utilizando la informaci髇 indicada en el Real Decreto 738/2015. Se analizar醤 los siguientes indicadores probabil韘ticos:

• - Energ韆 esperada no servida (EUE, Expected Unserved Energy), en MWh/a駉.
• - Horas en las que existe una probabilidad no nula de que se produzca un d閒icit de cobertura (LOLE, Loss of Load Expectation), en horas/a駉.
• - Probabilidad de d閒icit de cobertura (LOLP Loss of Load Probability), en %.

Se considerar� que existe riesgo para la cobertura en un a駉 del periodo de estudio cuando se obtenga un indicador de probabilidad de d閒icit de cobertura mensual de m醩 de 0,2 horas/mes (equivalente a un d韆 en 10 a駉s).

4.2 Informe de riesgos para la cobertura. El informe que el operador del sistema elaborar� en caso de detectar riesgos sobre la seguridad y continuidad de suministro en el horizonte anual, incluir� al menos la siguiente informaci髇:

• - Indicadores probabil韘ticos de cobertura del SENP y riesgo de fallo de suministro, utilizando a estos efectos el margen de reserva de potencia de regulaci髇.
• - Un an醠isis zonal, cuando sea de aplicaci髇, que pondr� de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de las instalaciones de producci髇 y de transporte y distribuci髇 para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geogr醘icas o 醨eas determinadas de la red. El an醠isis zonal del comportamiento de la red de transporte utilizar� herramientas de c醠culo de redes que se aplicar醤 a casos t韕icos de operaci髇 de los sistemas. Los resultados deber醤 poner de manifiesto las posibles restricciones de cada sistema y, en consecuencia, las medidas que deber醤 tomarse en cada situaci髇 en relaci髇 con la operaci髇 de los sistemas.

4.3 Informaci髇 mensual a suministrar al operador del sistema. Para los estudios de cobertura con horizonte anual se tendr� en cuenta la informaci髇 mensual, recibida de los agentes, relativa a la disponibilidad prevista de los equipos, el estado de las reservas hidroel閏tricas, en su caso, y las previsiones de existencias de combustibles. La informaci髇 a suministrar es la siguiente:

• 4.3.1 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A hidr醬licas. Antes del d韆 20 de cada mes o, en su caso, del d韆 h醔il inmediatamente anterior si aqu閘 fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producci髇 deber醤 enviar al operador del sistema la informaci髇 siguiente:
  • - Caudales previstos.
  • - Cotas y vol鷐enes almacenados en los embalses.
  • - Potencia hidroel閏trica m醲ima que puede mantener cada instalaci髇 de producci髇 durante doce horas consecutivas, una vez cada semana.
  • - Aquellas restricciones a la explotaci髇 de los embalses de regulaci髇 que eventualmente puedan existir.
  • - Variaciones previsibles de disponibilidad de las instalaciones de producci髇 hidr醬licas y de bombeo.
• 4.3.2 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A t閞micas de carb髇. Antes del d韆 20 de cada mes o, en su caso, del d韆 h醔il inmediatamente anterior si aquel fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producci髇 deber醤 enviar al operador del sistema la informaci髇 relativa a combustibles recogida en el apartado 8.2 del PO 9 SENP, con el nivel de detalle all� indicado, concerniente a adquisiciones durante el mes anterior, consumo de cada grupo, existencias de combustible y an醠isis de sus especificaciones t閏nicas. Adicionalmente, debe enviarse la informaci髇:
  • - Para los casos excepcionales contemplados en el art韈ulo 40.3 del Real Decreto 738/2015, combustible o mezcla de combustible cuya autorizaci髇 de uso se solicita. Se informar� de las caracter韘ticas de combustible o mezcla y la duraci髇 prevista del cambio. El operador del sistema comunicar� al peticionario su decisi髇 en el plazo de 10 d韆s naturales en aplicaci髇 de los criterios establecidos en el Anexo VI, punto 2, del Real Decreto 738/2015.
  • - Suministros de carb髇 previstos en los pr髕imos seis meses especificando las cantidades, fechas previstas de entrega y poder calor韋ico inferior.
  • - Variaciones previsibles de la disponibilidad de instalaciones de producci髇 cualquiera que sea su causa.
• 4.3.3 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A de fuel-oil, diesel-oil, gas-oil o gas. Antes del d韆 20 de cada mes o, en su caso, del d韆 h醔il inmediatamente anterior si aqu閘 fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producci髇 deber醤 enviar al operador del sistema la informaci髇 relativa a combustibles recogida en el apartado 8.2 del PO 9 SENP, con el nivel de detalle all� indicado, concerniente a adquisiciones durante el mes anterior, consumo de cada grupo, existencias de combustible y an醠isis de sus especificaciones t閏nicas. Adicionalmente, debe enviarse la informaci髇 siguiente:
  • - Para los casos excepcionales contemplados en el art韈ulo 40.3 del Real Decreto 738/2015, combustible o mezcla de combustible cuya autorizaci髇 de uso se solicita. Se informar� de las caracter韘ticas de combustible o mezcla y la duraci髇 prevista del cambio. El operador del sistema comunicar� al peticionario su decisi髇 en el plazo de 10 d韆s naturales en aplicaci髇 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 pr髕imos seis meses especificando las cantidades, fechas previstas de entrega y poder calor韋ico inferior.
  • - Variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
  • - Situaci髇 de limitaci髇 de horas de funcionamiento del grupo.
• 4.3.4 Instalaciones de producci髇 de cogeneraci髇 de categor韆 A.
  • - Potencia m醲ima a entregar con el m韓imo consumo compatible con el proceso industrial asociado y m韓ima potencia a entregar con el proceso asociado al funcionamiento en r間imen normal, todo ello para cada hora de los pr髕imos 12 meses
  • - Variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
• 4.3.5 Otras instalaciones de producci髇 de categor韆 A con r間imen retributivo adicional. Antes del d韆 20 de cada mes o, en su caso, del d韆 h醔il inmediatamente anterior si aquel fuera festivo, las empresas deber醤 enviar al operador del sistema la informaci髇 siguiente:
  • - Variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
• 4.3.6 Instalaciones de producci髇 de categor韆 B. Antes del d韆 20 de cada mes o, en su caso, del d韆 h醔il inmediatamente anterior si aqu閘 fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producci髇 deber醤 enviar al operador del sistema la informaci髇 relativa a variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
• 4.3.7 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A que no tengan reconocido r間imen retributivo adicional. Antes del d韆 20 de noviembre, los titulares de estas instalaciones deber醤 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 r間imen retributivo adicional reconocido. La declaraci髇 tendr� efecto del 1 de enero al 31 de diciembre del a駉 siguiente a la declaraci髇.

  En el caso de instalaciones nuevas o que hayan perdido el r間imen retributivo adicional la declaraci髇 se realizar� antes del d韆 20 del mes siguiente en el que la instalaci髇 se haya habilitado para participar en el despacho econ髆ico en el primer caso o que haya perdido el r間imen retributivo adicional en el segundo y tendr� efecto el d韆 1 del mes siguiente a la declaraci髇 hasta el 31 de diciembre de ese a駉, salvo que la declaraci髇 se haya realizado en los meses de noviembre o diciembre, en cuyo caso estar� vigente hasta el 31 de diciembre del a駉 siguiente.

  En el caso de no haber una nueva declaraci髇 el operador del sistema mantendr� los valores previamente declarados.

• 4.3.8 Demandas por nudos. El operador del sistema proceder� a hacer un reparto de la demanda global entre los nudos frontera de transporte-distribuci髇.

5. Cobertura y programaci髇 semanal. Tiene por objeto determinar semanalmente el plan de arranques, paradas y modos de funcionamiento en su caso de las instalaciones de producci髇, minimizando el coste variable de producci髇, cumpliendo los criterios de garant韆 y calidad de suministro prescritos en los procedimientos de operaci髇 y teniendo en cuenta adem醩 las restricciones t閏nicas.

5.1 Plan de cobertura y programa semanal.

Antes de las 15 h de cada jueves, el operador del sistema elaborar� y publicar� la cobertura de la demanda prevista para la semana que comienza a las 0 h del s醔ado inmediatamente siguiente y termina a las 24 h del siguiente viernes.

El programa semanal se publicar� a cada uno de los participantes en el despacho econ髆ico con el detalle siguiente:

• - Programa semanal desglosado por d韆s y con detalle horario, en el que se especificar� la carga y modo en su caso de las diferentes instalaciones de producci髇 que contribuyen en cada hora a la cobertura de la demanda correspondiente. En el programa se especificar� la energ韆 de las interconexiones interinsulares, con su sentido, as� como la energ韆, con su sentido, en los enlaces con otros sistemas el閏tricos. Para aquellas instalaciones de producci髇 referidas en la DT 11.1 del Real Decreto 738/2015 su programaci髇 la realizar� el operador del sistema con el nivel de desagregaci髇 que le permita garantizar los principios de maximizaci髇 de integraci髇 de renovables compatible con la seguridad del sistema y el m韓imo coste de producci髇. El programa de bombeo se realizar� en todo caso por unidad f韘ica.
• - Relaci髇 ordenada de las instalaciones de producci髇 que deban ser arrancadas, paradas o, en su caso, cambiadas de modo en sustituci髇 de las eventuales aver韆s e indisponibilidades de las instalaciones de producci髇 inicialmente programadas o ante variaciones de demanda.
• - Programa horario de las reservas de regulaci髇, primaria, secundaria y terciaria previstas, con indicaci髇 de las instalaciones de producci髇 encargadas de suministrarlas y expresi髇 expl韈ita de la potencia en reserva en cada una de ellas.

5.2 M閠odo utilizado para la elaboraci髇 del programa semanal. El operador del sistema llevar� a cabo en cada sistema el despacho econ髆ico por costes variables de la generaci髇, para cubrir la demanda neta prevista, teniendo en cuenta adem醩 las restricciones anteriormente mencionadas, y garantizando la disponibilidad de reserva definida en el P.O. 1 de los SENP.

Tendr� en cuenta para ello los par醡etros t閏nicos aprobados en cada instalaci髇 de producci髇 particularmente los siguientes:

En instalaciones de producci髇 de categor韆 A:

• - Potencia bruta y neta.
• - M韓imo t閏nico ordinario y extraordinario. Se entender� por m韓imo t閏nico ordinario y extraordinario el definido por orden de la Ministra para la Transici髇 Ecol骻ica.
• - Rampas de subida y bajada de potencia.
• - Tiempos de arranque.
• - Datos t閏nicos de despacho definidos en los art韈ulos 62 y 63 del Real Decreto 738/2015.

A ello a馻dir�:

• - Capacidad de contribuci髇 a la potencia rodante de regulaci髇 primaria, secundaria y terciaria.
• - La informaci髇 comunicada por los agentes de indisponibilidades o necesidades de funcionamiento ajenas a despacho econ髆ico de las instalaciones de producci髇.
• - Limitaciones de funcionamiento autorizadas en grupos, atendiendo a un criterio econ髆ico y de seguridad en un horizonte temporal anual.
• - Cotas y vol鷐enes almacenados en los embalses de los grupos de bombeo.
• - Concreci髇 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 comunicaci髇 mensual de informaci髇.
• - La informaci髇 comunicada por las instalaciones de cogeneraci髇 relativa a la potencia m醲ima a entregar con el m韓imo consumo compatible con el proceso industrial asociado y la m韓ima potencia a entregar compatible con el proceso asociado al funcionamiento en r間imen normal. Esta informaci髇 se comunicar� con desglose horario.

En instalaciones de producci髇 de categor韆 B:

• - Disponibilidad horaria.
• - Potencia neta o potencia instalada seg鷑 proceda de acuerdo con la normativa vigente.
• - Los programas horarios previstos por los titulares de las unidades de producci髇 para el horizonte de programaci髇.
• - Capacidad de contribuci髇 a la potencia rodante de regulaci髇 primaria

El proceso de despacho constar� al menos de tres etapas:

• 1. Despacho inicial con criterio exclusivamente econ髆ico: Se utilizar� para ello un modelo de minimizaci髇 de costes variables que tenga en cuenta las caracter韘ticas de los datos de entrada antes citados. La generaci髇 prevista de las instalaciones categor韆 B se colocar� a su precio instrumental definido en el Real Decreto 738/2015.

  Adem醩, en caso de existir equipo hidr醬lico con embalse, se incorporar� como dato de entrada informaci髇 proveniente del valor del agua en los embalses calculado en una optimizaci髇 del sistema a m醩 largo plazo (apartado 4.3).

  En el c醠culo de cobertura para esta primera etapa se cubrir� exclusivamente la demanda comunicada por los comercializadores, los consumidores directos y las unidades de producci髇 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, as� como las limitaciones, para las instalaciones de producci髇, tanto indisponibilidades como necesidades de funcionamiento ajenas a despacho econ髆ico comunicadas y, en su caso, autorizadas. Se considerar� la previsi髇 de producci髇 comunicada de las instalaciones de producci髇 de categor韆 B dentro del 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento. Para las instalaciones de producci髇 de categor韆 B menores de 0,5 MW, fuera del 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento, el operador del sistema utilizar� su mejor previsi髇.

• 2. An醠isis con criterio econ髆ico y de seguridad: En esta segunda etapa la generaci髇 y reserva rodante de cada instalaci髇 de producci髇, para cada una de las horas, es asignada como nudo 鷑ico.

  Como reserva rodante se considerar� el m韓imo de generaci髇 gestionable necesaria que proporcione la inercia, reservas de regulaci髇 y garant韆 de cobertura suficientes para la explotaci髇 de los sistemas el閏tricos en condiciones de seguridad y estabilidad.

  Se considerar� la mejor previsi髇 de demanda horaria del sistema disponible, la mejor previsi髇 disponible para la generaci髇 a partir de fuentes renovables de categor韆 B y la mejor previsi髇 posible de autoconsumo, o en su defecto, la afecci髇 del autoconsumo sobre la demanda.

  En el c醠culo de la cobertura de la curva de demanda la generaci髇 prevista en las instalaciones de categor韆 B se colocar� a su precio instrumental hasta el l韒ite de integraci髇 que permita salvaguardar las condiciones de seguridad y calidad de suministro.

  Se utilizar� para ello un modelo de minimizaci髇 de costes variables que tenga en cuenta las caracter韘ticas de los datos de entrada antes citados y sin partir de los resultados de la simulaci髇 de la primera etapa.

• 3. An醠isis de las posibles restricciones impuestas por la red de transporte y distribuci髇 al despacho anterior, por violaci髇 de los l韒ites 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 proceder� a un reajuste de la generaci髇 si fuera necesario, con criterios de seguridad y econom韆, identificando condiciones de funcionamiento obligadas en las instalaciones de producci髇 como consecuencia de las restricciones de la red de transporte, y distribuci髇 en su caso, y recalculando con estas condiciones el despacho econ髆ico de la cobertura del modo que mejor se asegure el cumplimiento de los l韒ites impuestos por los criterios de seguridad en funcionamiento normal, seg鷑 el P.O. 1 de los SENP antes citado.

En caso del Sistema El閏trico Balear se tendr� en consideraci髇 lo especificado en el PO SENP 2.3, contemplando la conexi髇 entre sistemas, siempre que esta est� disponible, y con respeto de la carga m韓ima t閏nica de dicha conexi髇.

5.3 Informaci髇 semanal a suministrar al operador del sistema.

5.3.1 Generaci髇:

5.3.1.1 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A. Antes de las 14 h de cada martes, o del d韆 h醔il inmediatamente anterior si aquel hubiera sido festivo, los titulares de las instalaciones de producci髇 pondr醤 a disposici髇 del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicaci髇 que establezca el operador del sistema, la informaci髇 siguiente:

5.3.1.1.1 Instalaciones de producci髇 hidr醬licas.

• - Cotas y vol鷐enes almacenados en los embalses.
• - Caudales previstos.
• - Restricciones a la explotaci髇 de los embalses de regulaci髇.
• - Necesidades de funcionamiento ajenas a despacho econ髆ico.
• - En cada sistema hidr醬lico:
  • * Potencia hidroel閏trica m醲ima que, con los caudales previstos, puede mantener durante 4 horas consecutivas.
  • * Potencia hidroel閏trica m醲ima que, con los caudales previstos, puede mantener durante 12 horas consecutivas.
• - Indisponibilidades totales o parciales de las instalaciones de producci髇 hidr醬licas y de bombeo.

5.3.1.1.2. Instalaciones de producci髇 t閞micas. En su caso, la existencia de eventuales problemas de suministros de combustibles.

• - Indisponibilidades totales o parciales de las instalaciones de producci髇, cualquiera que sea su causa, y variaciones en los mantenimientos que pudieran alterar el plan anual.
• - Necesidades de funcionamiento ajenas a despacho econ髆ico.
• - Horas de uso de la mezcla de combustible que eventualmente haya sido previamente autorizada por el operador del sistema en el proceso de comunicaci髇 mensual de informaci髇.
• - En las instalaciones de producci髇 de categor韆 A de cogeneraci髇, la potencia m醲ima a entregar con el m韓imo consumo compatible con el proceso industrial asociado y m韓ima potencia a entregar con el proceso asociado al funcionamiento en r間imen normal, todo ello para cada hora del horizonte de programaci髇.

5.3.1.2. Instalaciones de producci髇 de categor韆 B. Antes de las 14 h de cada martes, o del d韆 h醔il inmediatamente anterior si aqu閘 hubiera sido festivo, los titulares de las instalaciones de producci髇 pondr醤 a disposici髇 del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicaci髇 que establezca el operador del sistema:

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

El programa de energ韆 horaria previsto de producci髇, con desglose por tipo de generaci髇, durante la semana que comienza a las 0 h del s醔ado inmediato y acaba a las 24 h del viernes siguiente. Dicha comunicaci髇 se efectuar� 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, deber醤 comunicar al operador del sistema antes de las 14 h de cada martes, o del d韆 h醔il 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 s醔ado inmediato y las 24 h del siguiente viernes.

5.3.3 Red de distribuci髇: En el caso de restricciones con origen en la red de distribuci髇 estas ser醤 comunicadas de forma fehaciente por el gestor de distribuci髇 al operador del sistema indicado el riesgo existente en la red de distribuci髇 objeto de su gesti髇, los d韆s y periodos de programaci髇 afectados, las medidas a tomar, y los programas de producci髇, en el caso de que as� sean necesarios. En esta comunicaci髇 el gestor de la red de distribuci髇 deber� justificar detalladamente dichos requerimientos, el riesgo existente en la red de distribuci髇 y la imposibilidad de adoptar otras medidas alternativas (medidas topol骻icas u otras) que pudieran evitar, o al menos reducir, la introducci髇 de restricciones en el programa semanal.

Antes de las 15 h de cada jueves el operador del sistema comunicar� a las empresas generadoras y distribuidoras la programaci髇 completa, que incluir� 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 programaci髇 se adelantar� al mi閞coles anterior o, en su caso, podr� acordarse el d韆 m醩 conveniente.

6. Programaci髇 diaria. Trata de adaptar los programas provenientes del horizonte semanal antes descritos, a la situaci髇 conocida de los sistemas, tanto en cuanto se refiere a la generaci髇 como al estado de la red, el d韆 anterior al primero objeto de esta programaci髇.

En consecuencia, su objeto es la obtenci髇, en el d韆 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 minimizaci髇 de costes variables, que contemple, al menos, el d韆 D+1.

6.1 Plan de cobertura y programa diario.

Antes de las 14 h de cada d韆 D, o antes de la hora l韒ite establecida para la publicaci髇 del Programa Diario Viable Provisional (PDVP) en el sistema el閏trico peninsular (SEP), en aquellos sistemas conectados el閏tricamente con el SEP, el operador del sistema elaborar� la cobertura de la demanda prevista para, al menos, el d韆 D+1.

6.2 M閠odo utilizado para la elaboraci髇 del programa diario. El despacho econ髆ico, los par醡etros utilizados, y el proceso de c醠culo, seguir醤 las mismas pautas que en la cobertura semanal (apartado 5.2), para el 醡bito temporal del per韔do D+1.

6.3 Informaci髇 diaria a suministrar al operador del sistema.

6.3.1 Generaci髇.

6.3.1.1 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A. Antes de las 10.00 h del d韆 D, las empresas de producci髇 pondr醤 a disposici髇 del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicaci髇 que especifique el operador del sistema, la informaci髇 siguiente:

Actualizaci髇, por variaciones, de la informaci髇 requerida para la programaci髇 semanal (apartado 5.3.1), en el horizonte D+1 a final del siguiente viernes. Se confirmar�, 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 comunicaci髇 mensual de informaci髇 y comunicada en la programaci髇 semanal. No se autorizar醤 mezclas que previamente no hayan sido comunicadas en el 醡bito de la programaci髇 semanal, a鷑 cuando hubieran sido autorizadas en el proceso mensual de comunicaci髇 de informaci髇.

6.3.1.2. Instalaciones de producci髇 de categor韆 B. Antes de las 8.30 h del d韆 D, las empresas de producci髇 pondr醤 a disposici髇 del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicaci髇 que especifique el operador del sistema, la informaci髇 relativa a la actualizaci髇, por variaciones, de la informaci髇 requerida para la programaci髇 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, deber醤 comunicar al operador del sistema antes de las 8.30 h del d韆 D, por los medios y formas que especifique el operador del sistema, sus demandas horarias estimadas por sistema, en barras de central, para el per韔do horario que media entre las 0 h del D+1 y las 24 h del viernes inmediato.

6.3.3 Red de distribuci髇. En el caso de restricciones con origen en la red de distribuci髇 estas ser醤 comunicadas de forma fehaciente por el gestor de distribuci髇 al operador del sistema indicado el riesgo existente en la red de distribuci髇 objeto de su gesti髇, los periodos de programaci髇 afectados, las medidas a tomar, y los programas de producci髇, en el caso de que as� sean necesarios. En esta comunicaci髇 el gestor de la red de distribuci髇 deber� justificar detalladamente dichos requerimientos, el riesgo existente en la red de distribuci髇 y la imposibilidad de adoptar otras medidas alternativas (medidas topol骻icas u otras) que pudieran evitar, o al menos reducir, la introducci髇 de restricciones en el programa diario.

Todos los d韆s antes de las 14 h, o antes de la hora l韒ite establecida para la publicaci髇 del Programa Diario Viable Provisional (PDVP) en el sistema el閏trico peninsular (SEP), en aquellos sistemas conectados el閏tricamente con el SEP, el operador del sistema comunicar� a las empresas generadoras y distribuidoras la programaci髇 diaria completa, por el procedimiento que especifique el operador del sistema.

7. Programaci髇 intradiaria. Para desv韔s de generaci髇-consumo de duraci髇 prevista superior a dos horas el Operador del Sistema realizar� una programaci髇 intradiaria que abarcar� hasta las 24 horas del d韆 en curso, en el caso de ser publicada antes de las 21 horas, y hasta las 24 horas del d韆 siguiente, en el caso de ser publicada a partir de las 21 horas. El nuevo programa ser� comunicado a los sujetos afectados con una antelaci髇 superior a una hora y tendr� en cuenta la informaci髇 que haya sido comunicada al operador de sistema al menos dos horas antes de la comunicaci髇 del programa.

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

7.2 Informaci髇 intradiaria a suministrar al operador del sistema. El operador del sistema solicitar� 90 minutos antes de la publicaci髇 del programa intradiario la siguiente informaci髇 y realizar� dicho programa con la informaci髇 recibida al menos una hora antes de la publicaci髇 del programa.

En caso de no recibir informaci髇 en el plazo establecido se considerar� vigente la informaci髇 comunicada para la realizaci髇 del programa diario. En el caso de que los cambios contenidos en la informaci髇 recibida no tengan la entidad suficiente el operador del sistema podr� cancelar el proceso de publicaci髇 del programa intradiario.

7.2.1 Generaci髇.

7.2.1.1 Instalaciones de producci髇 dentro del 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento pondr醤 a disposici髇 del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicaci髇 que especifique el operador del sistema, las actualizaciones de la informaci髇 requerida en la programaci髇 diaria.

7.2.1.2 Las instalaciones de producci髇 de categor韆 B dentro del 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento deber醤 comunicar al operador del sistema la mejor previsi髇 de producci髇 de energ韆 horaria, con desglose por tipo de generaci髇, en el horizonte de programaci髇 intradiaria. Dicha comunicaci髇 se efectuar� por los medios y en la forma que especifique el operador del sistema.

8. Altas en el despacho econ髆ico.

8.1 Altas de nuevas instalaciones de producci髇.

8.1.1 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A. Los requisitos necesarios para la incorporaci髇 al despacho econ髆ico de un nuevo agente o instalaci髇 de producci髇 de categor韆 A son los siguientes:

• - Informar al operador del sistema de la autorizaci髇 correspondiente otorgada por la Comunidad Aut髇oma o Ciudad Aut髇oma respectiva, as� como presentar la correspondiente inscripci髇 provisional en el Registro Administrativo de instalaciones de producci髇 de energ韆 el閏trica del Ministerio competente, tal y como se especifica en los art韈ulos 9 y 10 del Real Decreto 738/2015.
• - Obtenci髇 del certificado del operador del sistema de adecuaci髇 t閏nica para la incorporaci髇 de las instalaciones de producci髇 de categor韆 A en el despacho de generaci髇 lo que supone:
  • * En caso de que la instalaci髇 se conecte en la red de transporte, cumplir los requisitos t閏nicos de acceso impuestos por el operador del sistema tal y como se especifica en el Procedimiento de operaci髇 12.1 de los SENP
  • * Comunicar al operador del sistema los par醡etros t閏nicos y econ髆icos requeridos para el despacho de cobertura, que est閚 validados y aprobados por Resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas en la que se establezcan los par醡etros t閏nicos con incidencia en la retribuci髇 econ髆ica de la nueva instalaci髇 de producci髇 tal y como se especifica en los art韈ulos 11 y 12 del Real Decreto 738/2015
  • * Realizar sin fallo las pruebas de comunicaci髇 con el sistema de informaci髇 y de medidas del operador del sistema, seg鷑 las especificaciones de intercambio de informaci髇 establecidas por el operador del sistema.
  • * Comunicar al operador del sistema la informaci髇 especificada en el procedimiento de operaci髇 9 de los SENP, correspondiente a las instalaciones de producci髇 de categor韆 A.
  • * Cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento Unificado de Puntos de Medida y dem醩 normativa aplicable.

Una vez transcurridos tres d韆s h醔iles desde el cumplimiento de los condicionantes anteriores, el nuevo participante quedar� incorporado al despacho econ髆ico en la siguiente programaci髇 semanal.

8.1.2 Instalaciones de producci髇 de categor韆 B. Los requisitos necesarios para la incorporaci髇 al despacho econ髆ico de un nuevo agente o instalaci髇 de producci髇 de categor韆 B son los siguientes:

• - Presentar al operador del sistema el certificado del Ministerio competente donde conste la inscripci髇 provisional de la instalaci髇 en el Registro Administrativo de instalaciones de producci髇 de energ韆 el閏trica (secci髇 segunda)
• - Obtenci髇 del certificado del operador del sistema de adecuaci髇 t閏nica para la incorporaci髇 de las instalaciones de producci髇 de categor韆 B en el despacho de generaci髇 lo que supone:
  • * Comunicar al operador del sistema la informaci髇 especificada en el procedimiento de operaci髇 9 de los SENP, correspondiente a las instalaciones de producci髇 de categor韆 B.
  • * En caso de que la instalaci髇 se conecte a la red de transporte, cumplir los requisitos t閏nicos de acceso y conexi髇 impuestos por el operador del sistema tal y como se especifica en el procedimiento de operaci髇 12.1 de los SENP.
  • * Cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento Unificado de Puntos de Medida y dem醩 normativa aplicable.
  • * Todas las instalaciones de generaci髇 renovable, cogeneraci髇 y residuos, con potencia superior a 0,5 MW, o inferior a 0,5 MW pero que formen parte de una agrupaci髇 de instalaciones cuya suma de potencias sea mayor de 0,5 MW y aquellas instalaciones que establezca la Comunidad Aut髇oma correspondiente, deber醤 estar adscritas a un centro de control de instalaciones de producci髇, que actuar� como interlocutor con el operador del sistema, remiti閚dole la informaci髇 en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema el閏trico.
  • * Realizar, sin fallo, las pruebas de comunicaci髇 con el sistema de informaci髇 y de medidas del operador del sistema, seg鷑 las especificaciones de intercambio de informaci髇 establecidas por el operador del sistema.

Una vez transcurridos tres d韆s h醔iles desde el cumplimiento de los condicionantes anteriores, el nuevo participante quedar� incorporado al despacho econ髆ico en la siguiente programaci髇 semanal.

8.2 Altas de nuevos compradores. Los requisitos necesarios para la incorporaci髇 al despacho econ髆ico de un nuevo agente comprador son los siguientes:

• 8.2.1 Comercializadores. Realizar sin fallo las pruebas de comunicaci髇 con el sistema de informaci髇 y de medidas del operador del sistema, seg鷑 las especificaciones de intercambio de informaci髇 establecido por el operador del sistema, si procede.
• 8.2.2 Consumidores directos. Realizar sin fallo las pruebas de comunicaci髇 con el sistema de informaci髇 y de medidas del operador del sistema, seg鷑 las especificaciones de intercambio de informaci髇 establecidas por el operador del sistema, si procede.

Una vez transcurridos tres d韆s h醔iles desde el cumplimiento de los condicionantes anteriores, el nuevo participante quedar� incorporado al despacho econ髆ico en la siguiente programaci髇 semanal

P.O.SENP 3.1 Programaci髇 de la generaci髇 en tiempo real

1. Objeto. El objeto de este procedimiento es establecer el proceso para la resoluci髇 de los desv韔s en tiempo real entre generaci髇 y consumo, as� como la resoluci髇 de las restricciones t閏nicas que puedan aparecer en los sistemas el閏tricos no peninsulares (SENP).

2. 羗bito de aplicaci髇. Este Procedimiento es de aplicaci髇 a los siguientes sujetos:

• a) Operador del sistema.
• b) Transportista 鷑ico y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
• c) Los titulares de instalaciones de producci髇 de categor韆 A, y de categor韆 B mayores de 0,5 MW de acuerdo con la definici髇 del art. 7.c del Real Decreto 413/2014.
• d) Distribuidores y gestores de distribuci髇
• 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 producci髇 anteriormente mencionadas.
• i) Los representantes de las instalaciones de producci髇, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participaci髇 en el despacho de producci髇 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. Resoluci髇 de los desv韔s generaci髇-consumo.

3.1 Definici髇 del proceso. El operador del sistema identificar� y resolver� los desv韔s que puedan existir entre la generaci髇 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 producci髇 deber醤 comunicar al operador del sistema, tan pronto como sea posible, todas las indisponibilidades o necesidades de programas ajenos a despacho econ髆ico que se presenten en instalaciones de producci髇, explicitando su duraci髇 prevista. La identificaci髇 de las instalaciones de producci髇 se realizar� de acuerdo a lo establecido en el P.O. 2.5 SENP. Estas comunicaciones se realizar醤 mediante fichero de intercambio de informaci髇 con las aplicaciones del operador del sistema, para permitir el tratamiento inform醫ico de las mismas.

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

El operador del sistema efectuar� previsiones de la demanda, de producci髇 de las instalaciones categor韆 B, y de las instalaciones de producci髇 de autoconsumo que ser醤 utilizadas para efectuar la programaci髇 de las instalaciones de producci髇 categor韆 A y que, junto con la informaci髇 comunicada de indisponibilidades y necesidades de programas ajenos a despacho por los titulares de las instalaciones de producci髇, dar� lugar a la estimaci髇 de los desv韔s previstos hasta el final del periodo de programaci髇.

3.2 Programaci髇 de reserva terciaria. Para desv韔s de generaci髇-consumo de duraci髇 prevista inferior a dos horas o sobrevenidas en tiempo real, el operador del sistema har� uso de la reserva terciaria disponible con el criterio de m韓imo coste y siempre que no se generen restricciones de red. La programaci髇 de reserva terciaria podr� realizarse para el siguiente periodo horario completo, o programaci髇 intrahoraria.

4. Proceso de soluci髇 de restricciones t閏nicas en tiempo real.

4.1 Definici髇 de restricci髇 t閏nica. Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situaci髇 del sistema producci髇-transporte y en su caso distribuci髇, que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a trav閟 de los correspondientes procedimientos de operaci髇, requiera, a criterio t閏nico del OS, la modificaci髇 de los programas de energ韆.

En particular pueden identificarse restricciones debidas a:

• a) Incumplimiento de las condiciones de seguridad en r間imen permanente y/o tras contingencia, definidas en el procedimiento de operaci髇 por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci髇 del sistema el閏trico.
• b) Insuficiente reserva de regulaci髇 secundaria y/o terciaria.
• c) Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensi髇 en la Red de Transporte.

4.2 Soluci髇 de restricciones t閏nicas. Para la resoluci髇 de una restricci髇 t閏nica que exija la modificaci髇 de los programas de una o varias instalaciones de producci髇, el operador del sistema adoptar� de entre las soluciones que resuelven la restricci髇 aquella que represente el m韓imo sobrecoste.

5. Comunicaci髇 entre el operador del sistema y los agentes. Los agentes comunicar醤 al operador del sistema, tan pronto como sea posible, cualquier incidencia que pueda afectar a la programaci髇 de la cobertura en particular y a la operaci髇 del sistema en general.

El operador del sistema comunicar� 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 transmitir� a los agentes a la mayor brevedad posible las instrucciones que se requieran para la programaci髇 de la cobertura y la resoluci髇 de restricciones t閏nicas.

El intercambio de informaci髇 se realizar� mediante un sistema de telecomunicaciones redundante que posibilite el tratamiento inform醫ico de la misma.

6. Mecanismo excepcional de resoluci髇. En el caso en que, por razones de urgencia o por indisponibilidad de los sistemas inform醫icos u otra causa justificada, no sea posible resolver un desv韔 o una restricci髇 t閏nica mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, el operador del sistema podr� adoptar las decisiones de operaci髇 que resulten necesarias para garantizar el suministro y su prestaci髇 en condiciones de seguridad al menor coste posible. Tales decisiones deber醤 ser comunicadas a la Administraci髇 competente, a los agentes afectados y a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y de la Competencia en el plazo de un mes, debiendo hacerse en dicha comunicaci髇 referencia expresa tanto a las causas que originaron la situaci髇 excepcional, como a las razones y prioridades tenidas en cuenta para la adopci髇 de la concreta decisi髇.

P.O. SENP 3.7 Programaci髇 de las instalaciones de producci髇 de categor韆 b

1. Objeto. Este procedimiento describe los flujos de informaci髇 y los procesos necesarios para la programaci髇 de las instalaciones de producci髇 de categor韆 B que utilicen fuentes de energ韆 renovables, con el fin de garantizar la operaci髇 segura de los Sistemas El閏tricos No Peninsulares (SENP).

Toda la generaci髇 de los Sistemas El閏tricos No Peninsulares, incluida aquella objeto de este procedimiento, est� sujeta, de forma general, a lo dispuesto en los Procedimientos de Operaci髇 SENP y en particular en el PO-SENP 3.1 玃rogramaci髇 de la Generaci髇 en Tiempo Real�.

Dado el car醕ter no gestionable de las fuentes primarias de energ韆 de algunas instalaciones de producci髇, estas deben tratar de transformar en energ韆 el閏trica toda la energ韆 primaria que reciben, evitando vertidos de energ韆 primaria. El objeto de este procedimiento ha de ser, en consecuencia, establecer las medidas de operaci髇 de los Sistemas en su conjunto y de estas instalaciones de producci髇 en particular, que permitan la m醲ima integraci髇 posible de la potencia y energ韆 compatible con la operaci髇 segura y estable de los Sistemas.

2. 羗bito de aplicaci髇. Este procedimiento es de aplicaci髇 a los siguientes sujetos:

• a) Operador del Sistema (OS).
• b) Transportista 鷑ico y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
• c) Los titulares de las instalaciones de producci髇 de categor韆 B mayores de 0,5 MW de acuerdo con la definici髇 del art韈ulo 7.c) del Real Decreto 413/2014.
• d) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producci髇 anteriormente mencionadas.
• e) Distribuidores y gestores de distribuci髇.
• f) Los representantes de las instalaciones de producci髇 a los efectos de su participaci髇 en el despacho de producci髇 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 producci髇 de categor韆 A e instalaciones de producci髇 de categor韆 B son aquellas definidas en el art韈ulo 2 del Real Decreto 738/2015 de 31 de julio.

4. Informaci髇 a suministrar al operador del sistema. Adem醩 de lo dispuesto en el PO-SENP 9 獻nformaci髇 a Intercambiar con el Operador del Sistema�, los Centros de Control a los que es de aplicaci髇 el presente procedimiento, enviar醤 al Operador del Sistema, dentro de los diez primeros d韆s naturales de cada mes, una actualizaci髇 de las instalaciones de producci髇 dentro del 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento a ellos adscritas. La informaci髇 se remitir� conforme a los formularios que al efecto disponga el Operador del Sistema e incluir�, al menos, la siguiente informaci髇 para cada unidad de producci髇:

• a) C骴igo de identificaci髇 en el registro administrativo de instalaciones de producci髇 de energ韆 el閏trica del Ministerio para la Transici髇 Ecol骻ica.
• b) C骴igo de Instalaci髇 a efectos de Liquidaci髇 (CIL) de la instalaci髇 de producci髇 o de cada una de las unidades que componen la instalaci髇 de producci髇,
• c) Subgrupo normativo del art韈ulo 2 del Real Decreto 413/2014, o normativa que lo sustituya, de la instalaci髇 de producci髇.
• d) Nombre de la instalaci髇 de producci髇.
• e) Propietario.
• f) Isla o Ciudad Aut髇oma en la cual se encuentra instalada la instalaci髇 de producci髇.
• g) N鷐ero y tecnolog韆 de las instalaciones generadoras que integran cada instalaci髇 de producci髇, as� como, en su caso, equipo asociado.
• h) Potencia m醲ima de las instalaciones de producci髇 de Categor韆 B.
• i) Nudo de la Red de Transporte sobre el que vierte su generaci髇.
• j) Mecanismos disponibles de control de la potencia y energ韆, as� como caracter韘ticas de dichos sistemas de control asociados a la instalaci髇 de producci髇.
• k) Cualquier informaci髇 que el Centro de Control considere relevante para la mejor programaci髇 de estas instalaciones de producci髇.
• l) Protecciones y ajustes de la Instalaci髇 de Producci髇.

5. Programaci髇 de las modificaciones de producci髇. El Operador del Sistema, como resultado del an醠isis y supervisi髇 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 醡bito de las restricciones t閏nicas 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 antelaci髇 suficiente, bien porque ya se haya actuado sobre las instalaciones de producci髇 de categor韆 A o bien porque el problema a resolver solo sea resoluble con la actuaci髇 sobre las instalaciones de producci髇 de categor韆 B, el Operador del Sistema dar� las instrucciones oportunas de modificaci髇 de producci髇 a las instalaciones objeto de este procedimiento por medio de los respectivos Centros de Control. En ese caso, el Operador del Sistema identificar� las producciones m醲imas admisibles por nudo de la Red de Transporte y para cada tecnolog韆 de producci髇 en los casos en que esta sea relevante.

De forma rutinaria, el Gestor de la Red de Transporte comunicar� a los Gestores de las Redes de Distribuci髇 correspondientes las instalaciones de producci髇 conectadas a la red de distribuci髇 que est醤 conectadas a cada Centro de Control, as� como los cambios que se produzcan en dicha adscripci髇.

En los casos de restricciones en instalaciones que vierten su energ韆 a la red de distribuci髇, el operador del sistema comunicar� al gestor de esta red, las instrucciones dadas al Centro de Control correspondiente.

En los Centros de Control se deber� disponer de registros de las consignas de reducci髇 dadas por el operador del sistema y por el propio centro de control, as� como la ejecuci髇 real de los recortes y reducciones de producci髇, para que puedan ser utilizados en la resoluci髇 de posibles conflictos.

5.1 Modificaci髇 de producci髇. El Operador del Sistema informar� a los Centros de Control afectados, de la m醲ima producci髇 que cada una de las instalaciones bajo su control puede verter, de forma que no se supere la m醲ima producci髇 admisible en cada uno de los nudos de la Red de Transporte, siendo esta 鷏tima la variable de control b醩ica de la generaci髇. El reparto de dicha producci髇 m醲ima por nudo se realizar� de forma proporcional a la potencia programada o en producci髇, seg鷑 sea el 醡bito temporal en que tenga lugar la modificaci髇 propuesta, gestionada por cada uno de los Despachos en cada uno de los nudos. Dicha producci髇 debe ser alcanzada en un plazo m醲imo, una vez recibida la instrucci髇 de modificaci髇, de cinco minutos para las instalaciones puestas en funcionamiento o sobre las que se realice una modificaci髇 sustancial con posterioridad a la entrada en vigor del presente Procedimiento de Operaci髇, o bien quince minutos para aquellas instalaciones existentes en dicha fecha de entrada en vigor y sobre las que no se realice modificaci髇 sustancial posteriormente.

Alternativamente a la metodolog韆 descrita, cada Centro de Control podr� realizar otro reparto interno de la generaci髇, siempre que se respete la limitaci髇 en cada uno de los nudos de la Red de Transporte, de acuerdo con lo establecido en el punto 6 de este Procedimiento de Operaci髇. En cualquier caso, el Operador del Sistema suministrar�, a cada Centro de Control, la informaci髇 relativa a la producci髇 de cada instalaci髇 bajo su responsabilidad que se ha considerado para llegar a la producci髇 por nudo. Dicha producci髇 por instalaci髇 se calcular� sobre la premisa del reparto proporcional a la potencia programada o en producci髇.

En el caso de que un Centro de Control realice un reparto interno diferente al enviado por el Operador del Sistema tras recibir una instrucci髇 de reducci髇, el Operador del Sistema deber� recibir de dicho Centro de Control, antes de la 1.00 horas del d韆 siguiente, la potencia asignada a cada instalaci髇 de producci髇 en cada periodo horario para que pueda ser tenida en consideraci髇, siempre que dicho reparto cumpla con las condiciones establecidas. En otro caso el Operador del Sistema considerar� que el reparto realizado se corresponde con el por 閘 enviado. El formato y las condiciones de dicho env韔 ser醤 determinados por el Operador del Sistema.

Si las condiciones de operaci髇 permiten levantar parcialmente la limitaci髇, el orden de levantamiento de dicha limitaci髇 ser� el inverso al empleado para establecer la limitaci髇.

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

• 5.2.1 Congesti髇 en la evacuaci髇 de generaci髇. Se entiende por congesti髇 la aparici髇 de sobrecargas inadmisibles, de acuerdo con los criterios de seguridad establecidos en el PO-SENP 1 獸uncionamiento de los Sistemas El閏tricos No Peninsulares�, en elementos de la Red de Transporte, debido a un exceso de producci髇 en una zona respecto a la capacidad de evacuaci髇 de la misma, as� como la imposibilidad parcial o total de evacuaci髇 por indisponibilidad de las instalaciones que permiten dicha evacuaci髇. La modificaci髇 de la producci髇 para la soluci髇 de dicha congesti髇 se realizar� seg鷑 lo establecido en el PO-SENP 3.1 玃rogramaci髇 de la Generaci髇 en Tiempo Real� sin ninguna consideraci髇 adicional.

  Si se produjeran casos de frecuente reducci髇 de la producci髇 de un nudo de la red de transporte por congesti髇 en la evacuaci髇, determinados por un n鷐ero superior a 3 veces en un mes o 10 veces en el conjunto de un a駉, el operador del sistema debe presentar en el plazo m醲imo de 6 meses, ante el organismo competente en materia de energ韆, la soluci髇 de la planificaci髇 que resuelva la restricci髇 correspondiente.

  Cuando el gestor de la red de distribuci髇 de una zona detecte en el proceso de programaci髇 o bien en tiempo real un problema de congesti髇 en la red bajo su responsabilidad, que no sea posible resolver por un medio diferente a la modificaci髇 de la producci髇 de instalaciones objeto de este procedimiento, lo comunicar� al Operador del Sistema, dejando constancia escrita mediante fax o correo electr髇ico del incumplimiento de las condiciones de seguridad detectadas y las causas a que es debido, as� como la potencia m醲ima de cada una de las instalaciones de producci髇 afectadas por la modificaci髇. El Operador del Sistema proceder� a ordenar la reducci髇 a los Centros de Control, pudiendo, bajo petici髇, distribuir la solicitud realizada por el Distribuidor a los Centros de Control afectados.

• 5.2.2 Estabilidad. Los problemas de estabilidad ir醤 asociados a la m醲ima p閞dida de generaci髇 instant醤ea que el sistema puede soportar debido a un hueco de tensi髇, producido como consecuencia de una falta en una instalaci髇 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 podr� postular tiempos de despeje de 250 ms.

  El Operador del Sistema evaluar�, con antelaci髇 suficiente y en tiempo real, con desagregaci髇 por nudo de la Red de Transporte, la m醲ima potencia de generaci髇 de origen renovable no gestionable que se puede integrar en el sistema sin comprometer su seguridad, atendiendo a p閞didas instant醤eas de generaci髇 provocadas por huecos de tensi髇. Para ello tendr� en cuenta la tecnolog韆 de cada una de las instalaciones de producci髇, as� como el comportamiento contrastado en incidentes anteriores, considerando los requisitos t閏nicos vigentes en materia de huecos de tensi髇, con objeto de minimizar la modificaci髇 de generaci髇 necesaria, reduci閚dose en primer lugar las producciones de las instalaciones m醩 sensibles a dichos huecos de tensi髇.

• 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 identificar� la m醲ima producci髇 admisible bajo criterios de seguridad. Para ello tendr� en cuenta la tecnolog韆 de cada una de las instalaciones de producci髇 con objeto de minimizar la modificaci髇 de generaci髇 necesaria.
• 5.2.4 Viabilidad de los balances de potencia. En la programaci髇 de la generaci髇 el Operador del Sistema debe asegurar la viabilidad de los balances de potencia activa y reactiva, teniendo en cuenta las circunstancias singulares de operaci髇 y los l韒ites t閏nicos de las instalaciones de producci髇 de categor韆 A que sean imprescindibles para cubrir la demanda en per韔dos horarios pr髕imos al per韔do afectado, de lo que podr醤 resultar restricciones t閏nicas sobre las instalaciones de producci髇 de categor韆 B. En este caso, asociado a horizontes diarios de programaci髇, el 醡bito de aplicaci髇 ser� generalmente el del conjunto del Sistema, teniendo relevancia la tecnolog韆 de las instalaciones de generaci髇.

  En aquellas situaciones de demanda de energ韆 el閏trica que lo requieran, y una vez agotados los mecanismos normales para programar la cobertura y sus reservas correspondientes y para garantizar niveles de tensi髇 adecuados en los nudos de la red de transporte, el Operador del Sistema solicitar� el control de la producci髇 de las instalaciones de producci髇 de categor韆 B con objeto de garantizar la existencia de los servicios complementarios suficientes (regulaci髇 de frecuencia y tensi髇), en funci髇 del aporte de cada tecnolog韆 a dichos servicios complementarios.

  El Operador del Sistema establecer� las modificaciones precisas para cada instalaci髇 de producci髇.

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

Para ello se tendr� en cuenta la tecnolog韆 de cada una de las instalaciones de producci髇, con objeto de minimizar la modificaci髇 de generaci髇 necesaria.

6. Mecanismos de gesti髇 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 limitaci髇 en cada uno de los nudos de la Red de Transporte comunicada por el Operador del Sistema, ser� igualmente proporcional a la potencia programada o en producci髇, seg鷑 sea el 醡bito temporal en que tenga lugar la modificaci髇 propuesta.

Alternativamente a este criterio general de gesti髇 de potencia, y siempre que se asegure un efecto equivalente o m醩 favorable en la resoluci髇 de la restricci髇 t閏nica de que se trate, sobre las redes de transporte y distribuci髇 y el sistema en su conjunto, la asignaci髇 a las distintas instalaciones de producci髇 podr� ser realizada por los Centros de Control sobre las instalaciones a ellos adscritas.

Sobre el 醡bito y magnitud de actuaci髇 establecidos por el Operador del Sistema, los Centros de Control podr醤 instrumentar mecanismos en los que se sustituya una actuaci髇 sobre un conjunto de instalaciones de producci髇 afectadas, por otra actuaci髇 sobre un subconjunto de dichas instalaciones que, con una consecuencia igual o m醩 favorable para el sistema, pueda resultar m醩 eficiente para los generadores y, prioritariamente, m醩 segura para el sistema.

A tal efecto, para cada uno de los 醡bitos de restricci髇 previstos, los Centros de Control deber醤 proponer al Operador del Sistema los mecanismos alternativos a aplicar justificando y documentando su consistencia y contribuci髇 a la seguridad y eficiencia anteriormente rese馻das. A este respecto, se identificar醤 las instalaciones asociadas a dichos 醡bitos de restricci髇 y, dentro de los mismos, aquellas sobre las que se actuar� en cada caso y para cada situaci髇 previsible.

El Operador del Sistema valorar� y, en su caso, autorizar� la aplicaci髇 de dichos mecanismos de gesti髇, informando de ello a la CNMC y al Centro Directivo competente en materia de energ韆 del SENP correspondiente.

Por otra parte, queda fuera del 醡bito de este procedimiento y de las funciones del Operador del Sistema asegurar, supervisar o valorar la aplicaci髇 de los mecanismos de gesti髇 de las distintas instalaciones de producci髇 de categor韆 B adscritas a los Centros de Control, siempre que ello no tenga relevancia para la seguridad del sistema.

7. Mecanismo excepcional de resoluci髇. En el caso de que, ante situaciones de emergencia o por razones de urgencia, causadas por fuerza mayor o por otra 韓dole no prevista o controlable, no sea posible resolver las restricciones mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, el Operador del Sistema podr� adoptar las decisiones de programaci髇 que considere oportunas, justificando sus actuaciones a posteriori ante los agentes afectados, ante el Centro Directivo competente en materia de energ韆 del SENP correspondiente y ante la CNMC, sin perjuicio de la retribuci髇 econ髆ica de las mismas que sea de aplicaci髇 en cada caso.

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

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

Dicha informaci髇 incluye, entre otras, la correspondiente a datos estructurales de las instalaciones de los SENP, la relativa a la situaci髇 en tiempo real de las mismas (estado, medidas, etc.), la informaci髇 intercambiada para la adecuada operaci髇 del sistema, la informaci髇 necesaria para la elaboraci髇 de estad韘ticas relativas a la operaci髇 de los SENP, la requerida para el an醠isis de los incidentes de los SENP, as� como la que se refiere a los datos para las liquidaciones de las transacciones de energ韆 el閏trica efectuadas.

Se establece en este procedimiento, con el detalle que procede en cada caso, la forma en que se realizar� el intercambio de la informaci髇 entre el OS y los distintos agentes de los SENP, el modo de acceso a la informaci髇, la forma de estructurarla y organizarla (bases de datos), su car醕ter (p鷅lico o confidencial) y su tratamiento posterior (an醠isis, estad韘ticas e informes).

Adem醩 de la informaci髇 incluida en el presente procedimiento, deber醤 tambi閚 tenerse en cuenta las necesidades de informaci髇 recogidas en el resto de procedimientos de operaci髇, en los que se describen m醩 detalladamente los procesos necesarios para realizar las funciones que el OS tiene encomendadas.

2. 羗bito de aplicaci髇. Dentro del 醡bito de los Sistemas El閏tricos de los territorios no Peninsulares:

• a) Operador del sistema (OS).
• b) Los titulares de instalaciones de producci髇, de acuerdo con la definici髇 del art韈ulo 2 del Real Decreto 738/2015.
• d) Distribuidores y gestores de las redes de distribuci髇.
• 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 producci髇 anteriormente mencionadas.
• j) Los representantes de las instalaciones de producci髇, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participaci髇 en el despacho de producci髇 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 gesti髇 de informaci髇 en los que interviene el operador del sistema. Los procesos de intercambio de informaci髇 en los que interviene el OS se agrupan de la siguiente forma:

• a) Datos estructurales del sistema el閏trico.
• b) Sistema de operaci髇 y sistema de liquidaci髇 de los Sistemas El閏tricos de los territorios no Peninsulares.
• c) Concentrador de medidas el閏tricas.
• d) STR: Sistema de Control de la Operaci髇 en Tiempo Real.
• e) Otras informaciones que deban enviar los agentes del sistema.
• f) Estad韘ticas e informaci髇 p鷅lica relativa a la operaci髇 del sistema.
• g) An醠isis e informaci髇 de incidentes en los SENP.
• h) Liquidaci髇 bajo responsabilidad del operador del sistema.

En lo que se refiere a los ep韌rafes a), b), c), d), e) y f), los agentes del sistema deber醤 facilitar al OS toda la informaci髇 requerida, de acuerdo con lo establecido en el presente procedimiento, y ser醤 responsables de hacer llegar al OS sin dilaci髇, cualquier posible actualizaci髇 de la informaci髇 previamente comunicada.

En lo que se refiere a los ep韌rafes b), c), d), e) y f), los agentes del sistema ser醤 responsables de depositar en los sistemas de informaci髇 del OS la informaci髇 recogida en el presente procedimiento, as� como de proveer los mecanismos de comunicaci髇 necesarios y hacerse cargo de sus costes.

Los agentes garantizar醤 que:

• a) La informaci髇 suministrada es la correcta.
• b) La informaci髇 est� disponible para el OS con el m韓imo retraso de tiempo posible y con el estampado de tiempos adecuado.
• c) Los sistemas de comunicaciones son redundantes, fiables y seguros.
• d) La transmisi髇 de informaci髇 se ajusta a las caracter韘ticas de protocolos de comunicaci髇 y frecuencia de env韔 de informaci髇 definidas por el OS.

4. Datos estructurales del sistema el閏trico. Son los datos de las instalaciones de la red de transporte y la red observable, as� como de las instalaciones de producci髇, consumidores y elementos de control y protecci髇, que el OS precisa para ejecutar sus funciones facilitando los an醠isis 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 informaci髇 se estructura y organiza en la Base de Datos Estructurales del Sistema El閏trico (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 distribuci髇, vendr醤 obligados a suministrar al OS la informaci髇 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 incluir� los registros de todos los elementos dados de alta en los SENP gestionados por el OS. Igualmente incluir� los registros de elementos en proyecto y construcci髇 y de elementos planificados, con los valores disponibles, si bien 閟tos se considerar醤 provisionales hasta su puesta en servicio. Estos 鷏timos registros tendr醤 car醕ter confidencial, y se dar醤 de alta para facilitar la realizaci髇 de los estudios de planificaci髇 de la red de transporte y los diferentes an醠isis de previsiones de los SENP.

El contenido de la BDE responde a la siguiente estructura:

• a) Sistema de Producci髇.
  • - Instalaciones de producci髇 basadas en generadores s韓cronos conectados directamente a la red (hidr醬lica, t閞mica, solar t閞mica).
  • - Instalaciones e髄icas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producci髇 cuya tecnolog韆 no emplee un generador s韓crono conectado directamente a la red.
  • - Informaci髇 b醩ica necesaria para la programaci髇 de la operaci髇 y la participaci髇 en los servicios de ajuste del sistema.
• b) Red de Transporte.
  • - Subestaciones.
  • - Parques.
  • - L韓eas 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.
  • - L韓eas y cables.
  • - Transformadores.
  • - Elementos de control de potencia reactiva.

La estructura y relaci髇 de datos que deben suministrar al OS los diferentes agentes del sistema se recogen en el documento 獵ontenido de la base de datos estructural del operador del sistema�, incluido en el anexo I.

4.3 Proceso de carga. El OS definir� el soporte inform醫ico empleado y habilitar� las plantillas de las fichas de datos con los formatos necesarios.

El OS pondr� a disposici髇 del agente propietario o representante del elemento al que se refiere toda la informaci髇 de que disponga acerca de cada elemento.

Los agentes efectuar醤 una comprobaci髇 de la informaci髇 disponible y cumplimentar醤 las fichas relativas a sus instalaciones con la mejor informaci髇 disponible.

Una vez cumplimentadas y validadas las fichas por parte de cada agente, 閟te comunicar� al OS el resultado de su revisi髇.

4.4 Actualizaci髇 de la informaci髇. La actualizaci髇 de la informaci髇 contenida en la BDE puede ser propiciada por cualquiera de las tres circunstancias siguientes:

• - Por haberse producido modificaciones de dise駉 en alg鷑 elemento.
• - Por alta o baja de alg鷑 elemento.
• - Por haberse detectado un valor err髇eo en alg鷑 campo.

Cuando se produzca alguna de las tres circunstancias anteriores, el agente propietario del elemento correspondiente o el agente que act鷈 en su representaci髇 deber� comunicar al OS las modificaciones necesarias a incorporar.

El OS pondr� a disposici髇 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 informaci髇. La informaci髇 contenida en la BDE tendr� car醕ter confidencial para todos los agentes excepto para:

La Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que podr� disponer de toda la informaci髇.

La Administraci髇 competente en materia de energ韆, que podr� disponer de toda la informaci髇.

Los gestores de las redes de distribuci髇 que podr醤 disponer de todos aquellos datos de las instalaciones ubicadas en la red de distribuci髇 bajo su 醡bito de gesti髇 salvo la informaci髇 singular, seg鷑 la definici髇 incluida posteriormente en este mismo apartado.

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

No obstante, cuando la informaci髇 consista en los modelos que caracterizan el comportamiento est醫ico y din醡ico de las instalaciones o equipamiento y configuraci髇 de los sistemas de protecci髇, siempre que no adopten un formato de informaci髇 singular seg鷑 se define a continuaci髇, ser� suficiente con la firma de un acuerdo de confidencialidad y limitaci髇 de uso, entre el receptor de la informaci髇 y el OS.

A los efectos de la aplicaci髇 de este apartado se considera informaci髇 singular tanto los c骴igos de programa fuente de los modelos que caracterizan el comportamiento est醫ico y din醡ico de las instalaciones, como los informes de validaci髇 de la idoneidad de cualquier modelo de estudio o de simulaci髇.

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

5. Sistema de operaci髇 y liquidaci髇 de los sistemas el閏tricos 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 definici髇 de cada una de las programaciones horarias y la asignaci髇 de los servicios complementarios a los distintos agentes, ser醤 gestionados por el Sistema de Informaci髇 de la Operaci髇 de los Sistemas El閏tricos de los territorios no Peninsulares.

El sistema realizar� los procesos de programaci髇 y despacho de generaci髇, y el registro y archivo de datos y resultados necesarios para el proceso de liquidaci髇.

El sistema deber� garantizar en la ejecuci髇 de los procesos e intercambio de informaci髇 indicados en el p醨rafo anterior la confidencialidad en el tratamiento de la informaci髇 de su responsabilidad, teniendo en cuenta la propiedad correspondiente a cada agente.

La informaci髇 gestionada y almacenada por los Sistemas de Informaci髇 del operador del sistema ser� asimismo utilizada con posterioridad en los procesos liquidatorios que son responsabilidad del OS.

5.1 Bases de datos del sistema. El OS mantendr� en las bases de datos del Sistema de Operaci髇 y Liquidaci髇 de los Sistemas El閏tricos de los territorios no Peninsulares toda la informaci髇 necesaria para la correcta gesti髇 de los procesos de su responsabilidad.

Las bases de datos cumplir醤 los siguientes requisitos:

• a) Dimensionamiento adecuado para permitir el almacenamiento de toda la informaci髇.
• b) Toda la informaci髇 de las bases de datos estar� validada.
• c) Integridad referencial de los datos grabados.
• d) Gesti髇 hist髍ica asociada a toda la informaci髇.

5.2 Acceso al sistema. El acceso al Sistema de Operaci髇 y Liquidaci髇 de los Sistemas El閏tricos de los territorios no Peninsulares por parte de los agentes, de otros agentes del sistema el閏trico o del p鷅lico en general, se har� en funci髇 del car醕ter de la informaci髇 a la que se tiene acceso, ya sea p鷅lica o confidencial de acuerdo con los criterios que se recogen en el apartado 5.8.

5.3 Medios de intercambio de informaci髇. La comunicaci髇 entre el OS y los agentes, as� como la divulgaci髇 de la informaci髇 p鷅lica de libre acceso se har� por medios electr髇icos de intercambio de informaci髇, utilizando en cada momento las tecnolog韆s que, en conformidad con los requisitos indicados en el apartado 5.1, sean m醩 adecuadas.

La adopci髇 de nuevos medios electr髇icos de intercambio de informaci髇, as� como la suspensi髇 de alguno de los existentes, se comunicar� a los usuarios con la suficiente antelaci髇 de forma que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informaci髇.

El OS publicar� los medios electr髇icos de intercambio de informaci髇 disponibles y sus caracter韘ticas, aquellos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, as� como los plazos previstos para ello.

5.4 Comunicaciones. Para la realizaci髇 de los intercambios de informaci髇, el OS dispondr� de diversos medios alternativos de uso com鷑 para acceder tanto al sistema principal como al de respaldo y comunicar� a los usuarios los detalles t閏nicos necesarios para el acceso y los procedimientos de actuaci髇 en caso de conmutaci髇 entre los dos sistemas.

La instalaci髇, mantenimiento y configuraci髇 de los canales de comunicaci髇 para acceder al Sistema de Operaci髇 y Liquidaci髇 de los Sistemas El閏tricos de los territorios no Peninsulares ser� responsabilidad de los usuarios y correr� a cargo de los mismos, salvo acuerdo bilateral expreso en contra. El OS indicar� en cada caso las normas y procedimientos aplicables a los equipos a instalar en sus instalaciones.

5.5 Servicios de acceso. Seg鷑 el tipo de informaci髇, existir醤 dos servicios de acceso: privado y p鷅lico.

El servicio privado estar� reservado 鷑icamente a los agentes del sistema el閏trico.

Las direcciones electr髇icas de los servicios de acceso privado y p鷅lico ser醤 facilitadas por el operador del sistema.

Los servicios de acceso, tanto privados como p鷅licos utilizar醤 las tecnolog韆s m醩 adecuadas en cada caso.

Para la utilizaci髇 del servicio de acceso privado ser� necesario un certificado digital personal otorgado por el OS de acuerdo a la normativa en vigor. Para la utilizaci髇 del servicio de acceso p鷅lico no ser� necesario ning鷑 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 utilizaci髇 de los siguientes elementos:

• a) Canal de comunicaci髇 cifrado para asegurar la privacidad de la informaci髇 intercambiada.
• b) Uso de certificados digitales para la autenticaci髇 al realizar las conexiones con el Sistema de Operaci髇 y Liquidaci髇 de los Sistemas El閏tricos de los territorios no Peninsulares, la firma de los documentos electr髇icos que constituyen los intercambios de informaci髇 y garantizar el no repudio de dichos documentos.

Los certificados del apartado b) anterior, se emitir醤 por defecto almacenados en un fichero en alguno de los formatos est醤dar del mercado. El fichero estar� protegido por una contrase馻 para evitar su utilizaci髇 indebida en caso de robo o extrav韔. Los depositarios del certificado ser醤 los responsables de la gesti髇 de esta contrase馻, pudiendo modificarla cuando lo crean conveniente.

Ser� responsabilidad del titular de cada certificado la guarda y custodia del mismo. Asimismo, en caso de robo o extrav韔 deber� 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 ser醤 emitidos por el OS actuando como autoridad certificadora. Los usuarios reconocen al OS como autoridad certificadora de confianza por el mero hecho de la utilizaci髇 del certificado digital.

Los certificados digitales se emitir醤 con fecha de caducidad. Ser� responsabilidad del usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar en su caso, la renovaci髇 del certificado con una antelaci髇 no inferior a cinco d韆s laborables respecto a la fecha de caducidad.

Asimismo, ser� responsabilidad del agente solicitar la anulaci髇 de los certificados cuando lo consideren conveniente (por ejemplo, cese de actividad de usuarios responsables de los certificados).

5.6 Gesti髇 de la informaci髇. El OS podr� establecer con el exterior intercambios de informaci髇 en ambos sentidos:

• - Informaci髇 comunicada por el OS.
• - Informaci髇 comunicada al OS.

La informaci髇 intercambiada por el OS podr� tener distinto car醕ter:

• - P鷅lico.
• - Confidencial en los t閞minos que se establecen en los apartados 5.8 y 5.10.

5.7 Intercambios de informaci髇. Todos los intercambios de informaci髇 se realizar醤 mediante documentos electr髇icos de contenido y formato determinados, que ser醤 publicados por el OS. Utilizando estos documentos electr髇icos los agentes del sistema remitir醤 al Sistema de Operaci髇 y Liquidaci髇 de los Sistemas El閏tricos de los territorios no Peninsulares la informaci髇 correspondiente, por los medios que se establezcan, y en los horarios especificados en los correspondientes procedimientos de operaci髇.

Los documentos electr髇icos intercambiados con los agentes del sistema, su contenido, formato y plazos de publicaci髇 o recepci髇 por el OS se describen en un 鷑ico documento denominado 獻ntercambio de Informaci髇 con el operador del sistema�, en su volumen 4 denominado 獻ntercambio de Informaci髇 con el OS Extrapeninsulares�:

Este volumen y sus modificaciones ser醤 publicados, con la antelaci髇 suficiente antes de su entrada en vigor, en la web p鷅lica www.esios.ree.es del sistema de informaci髇 del OS.

5.8 Criterios de publicidad de la informaci髇. La programaci髇 de la generaci髇 se realiza mediante un proceso de despacho econ髆ico de los grupos, por lo que los datos referentes al resultado de dicha programaci髇 no son confidenciales y se consideran p鷅licos para todos los agentes.

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

• - El OS har� p鷅lico el resultado de los procesos de operaci髇 t閏nica de su responsabilidad, as� como las curvas de demanda y programas de generaci髇 correspondientes.
• - En todo caso el OS, garantizar� el secreto de la informaci髇 de car醕ter confidencial puesta a su disposici髇 por los agentes.

5.9 Informaci髇 p鷅lica. Es la informaci髇 que el OS hace p鷅lica sobre los procesos de operaci髇 de los SENP.

Esta informaci髇, que depende del periodo al que afecta la informaci髇 y del momento en que se hace p鷅lica, ser� publicada en la web p鷅lica del Sistema de Informaci髇 del OS (www.esios.ree.es).

5.9.1 En tiempo real. La informaci髇 que el OS publicar� despu閟 de cada proceso de reprogramaci髇 se referir� al nuevo programa de generaci髇 horaria, incluyendo la reasignaci髇 de reserva y la resoluci髇 de restricciones y desequilibrios generaci髇-demanda, seg鷑 se necesite y para el sistema que lo requiera.

Todos estos procesos est醤 regulados y desarrollados en los procedimientos de operaci髇 de los SENP. La informaci髇 y el momento de comunicaci髇 sobre cada uno de ellos est醤 establecidos en los correspondientes procedimientos de operaci髇.

5.9.2 Diariamente. Con periodicidad diaria se publicar� la siguiente informaci髇:

Al realizar despacho de generaci髇 diario, la informaci髇 sobre el d韆 siguiente correspondiente a:

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

En aquellos sistemas conectados el閏tricamente con otros sistemas se publicar�:

• - La capacidad programable en los enlaces existentes.
• - Programa en los enlaces existentes.
• - Valor del precio final horario de generaci髇, distinguiendo entre el precio marginal horario de la energ韆 en el mercado diario, el resultante del despacho econ髆ico antes de integrar el intercambio y el correspondiente al despacho econ髆ico con el programa de intercambio de energ韆 a trav閟 de los enlaces.

5.9.3 Semanalmente. Con periodicidad semanal se elabora la cobertura de la demanda prevista para la semana siguiente y se publicar� la siguiente informaci髇:

• - Previsi髇 de la demanda de cada SENP.
• - Programa horario de generaci髇 para cada SENP.
• - Programa de reserva de potencia de regulaci髇 primaria y secundaria.
• - Programa del servicio de regulaci髇 terciaria.
• - Orden de arranque de grupos para sustituci髇 en caso de aver韆 o indisponibilidad.

En aquellos sistemas conectados el閏tricamente con otros sistemas se publicar�:

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

5.10 Gesti髇 de Informaci髇 Estructural. Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS es necesario conocer y mantener informaci髇 relativa a los agentes del sistema, Unidades de Programaci髇 (UP), y F韘icas (UF), as� como una serie de datos adicionales y par醡etros t閏nicos necesarios para la programaci髇 de la operaci髇 del sistema. Toda esta informaci髇 se recoge bajo el nombre de datos estructurales.

5.11 Solicitud de modificaci髇 de informaci髇 estructural. La modificaci髇 de la informaci髇 estructural ser� solicitada mediante el env韔 al OS del correspondiente formulario disponible en la p醙ina Web debidamente cumplimentado y acompa馻do del soporte documental justificativo del cambio.

Una vez revisada la modificaci髇 solicitada por el agente del sistema, el OS comunicar� al agente del sistema la fecha para la cual se realizar� el cambio solicitado, o bien, en su caso, el motivo de la no realizaci髇 del mismo.

5.12 Informaci髇 a facilitar al OS para el despacho de producci髇. Los agentes deber醤 comunicar al OS la informaci髇 necesaria para realizar la funci髇 de despacho de producci髇. Esta informaci髇 est� definida en el art韈ulo 68 del Real Decreto 738/2015, y en los procedimientos de operaci髇 SENP 2.2 y 3.1, y se facilitar� seg鷑 los plazos especificados en los citados procedimientos de operaci髇 SENP 2.2 y 3.1.

El coste de cada uno de los combustibles utilizados en los SENP ser� el establecido por el Ministerio para la Transici髇 Ecol骻ica en el caso de las instalaciones de categor韆 A que tengan derecho a la percepci髇 del r間imen retributivo adicional. En el caso de las instalaciones de tipo A que no tengan derecho a la percepci髇 de dicha retribuci髇, los costes variables de despacho deber醤 ser comunicados al OS.

Asimismo los agentes deber醤 proporcionar adicionalmente la informaci髇 que se requiera en los distintos Procedimientos de Operaci髇.

5.13 Modificaci髇 de la mezcla de combustible en unidades de producci髇. 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 caracter韘ticas t閏nicas no sean est醤dares, los agentes podr醤 solicitar la utilizaci髇 de una mezcla de combustible variable dentro de un rango, que deber� ser autorizada por la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas previo informe de la CNMC. En dichos casos, el titular de la instalaci髇 deber� comunicar al OS, con un plazo de una semana, las horas de uso de la mezcla de combustible autorizada para su utilizaci髇 a efectos de despacho y liquidaci髇.

En los casos en los que una unidad de producci髇 necesite temporalmente utilizar un combustible o mezcla de combustible distinta de las autorizadas para mantener su programa previsto de producci髇, informar� al OS de las caracter韘ticas de combustible o mezcla de combustible y la duraci髇 prevista del cambio, con una antelaci髇 m韓ima de un mes. El operador del sistema comunicar� al peticionario su decisi髇 en el plazo de 10 d韆s naturales. Dicha comunicaci髇 se realizar� de acuerdo a lo establecido en el Anexo VI.2 del Real Decreto 738/2015. Las autorizaciones excepcionales ser醤 informadas anualmente a la DGPEM indicando las causas que motivaron el cambio de combustible o mezcla, las caracter韘ticas t閏nicas del combustible o mezcla autorizada y la duraci髇 de la autorizaci髇.

6. Concentrador de medidas el閏tricas del SENP. El Concentrador de Medidas El閏tricas del SENP que corresponda es el sistema con el que el OS gestiona la informaci髇 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 El閏tricas. La base de datos del Concentrador de Medidas del SENP recoge los datos necesarios para la gesti髇 del sistema de medidas y ser� al menos la siguiente:

• a) La informaci髇 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 el閏trico 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 informaci髇 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 el閏trico o normativa que lo sustituya:
  • - Medidas horarias en los puntos de medida.
  • - Medidas de generaci髇 neta cuando sea de aplicaci髇.
  • - Datos horarios de las medidas calculadas en los puntos frontera.
  • - Datos horarios de las medidas calculadas en las entidades de liquidaci髇.
• c) La informaci髇 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 el閏trico o normativa que lo sustituya.
• d) La informaci髇 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 el閏trico o normativa que lo sustituya. Adicionalmente, a efectos de liquidaci髇, el Concentrador de Medidas recibir� 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, seg鷑 lo indicado en los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas.
• e) Adicionalmente dispondr� de otra informaci髇 que incluir� al menos:
  • - Datos horarios de las medidas calculadas en las entidades de liquidaci髇.
  • - P閞didas de la red de transporte, en su caso.
  • - Acumulados entre actividades.
  • - Perfiles de consumo.

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

6.3 Informaci髇 de libre acceso. El OS publica diversos informes de car醕ter general a partir de los datos de energ韆 e inventarios disponibles en el Concentrador de Medidas del SENP.

Dicha informaci髇 estar� disponible en la direcci髇 de Internet del OS (http://www.ree.es) y en la web p鷅lica de esios (www.esios.ree.es).

6.4 Informaci髇 para los participantes del sistema de medidas. La informaci髇 contenida en el Concentrador de Medidas El閏tricas del SENP es de car醕ter restringido, de forma que 鷑icamente cada participante del sistema de medidas podr� acceder a los datos de los puntos frontera, CUPS y/o agregaciones de los que es part韈ipe.

Cada participante del sistema de medidas podr� consultar al menos la siguiente informaci髇 residente en el Concentrador de Medidas El閏tricas 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 el閏trico 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 generaci髇 neta cuando sean de aplicaci髇 de los que el OS es el encargado de la lectura.
• - Configuraci髇 de c醠culo 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 secci髇 de medidas el閏tricas de la web p鷅lica se indican los requisitos y procedimientos a seguir para la utilizaci髇 de dicho acceso seguro al Concentrador de Medidas El閏tricas del SENP.

Adicionalmente el OS publicar� e intercambiar� informaci髇 de medidas con los concentradores secundarios de acuerdo al protocolo definido en el procedimiento de operaci髇 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 ser醤 los recogidos en la 鷏tima versi髇 del documento 'Ficheros para el Intercambio de Informaci髇 de Medidas'. La redacci髇 de este documento es responsabilidad del OS y estar� disponible en la secci髇 de documentaci髇 de medidas el閏tricas de su p醙ina web.

6.5 Gesti髇 de la informaci髇. El concentrador de medidas recibe y gestiona la informaci髇 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 modificaci髇 de fronteras, CUPS y agregaciones junto con el resto de datos estructurales se realizar� de acuerdo a la legislaci髇 vigente atendiendo a los documentos y gu韆s de desarrollo publicadas en la secci髇 de documentaci髇 de medidas el閏tricas de la p醙ina web del OS.

6.7 Recepci髇 de medidas del Concentrador de Medidas del SENP. El env韔 de datos de medidas al Concentrador de Medidas del SENP se realizar� de acuerdo a los medios, protocolos y plazos establecidos en la legislaci髇 vigente.

6.8 Otras consideraciones sobre la informaci髇 de medidas. La informaci髇 sobre medidas el閏tricas estar� disponible en el concentrador de medidas durante un periodo m韓imo de seis a駉s naturales, contados a partir del 1 de enero del a駉 siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a informaci髇 de m醩 de dos a駉s de antig黣dad podr� requerir un procedimiento especial.

7. Sistema de control de la operaci髇 en tiempo real (STR). El OS deber� recibir en su Sistema de Tiempo Real y de forma autom醫ica toda la informaci髇 de las instalaciones de transporte, de las instalaciones de distribuci髇 pertenecientes a la red observable -seg鷑 se define esta 鷏tima en el procedimiento de operaci髇 8.1 de los SENP por el que se definen las redes operadas y observadas por el OS- y de las instalaciones de producci髇 y generaci髇 asociada a autoconsumo con obligaci髇 de env韔 de telemedidas en tiempo real o de adscripci髇 a un centro de control de generaci髇 que le sea precisa para operar en el sistema el閏trico. Para ello el OS dispondr� de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Tiempo Real (BDTR).

La informaci髇 en tiempo real relativa a las instalaciones de producci髇 y generaci髇 asociada a autoconsumo, de transporte o de la red observable deber� ser captada por medios propios y facilitada al OS a trav閟 de los enlaces ordenador-ordenador entre el OS y un centro de control. Para la realizaci髇 de esta funci髇 estos centros de control podr醤 ser propios o de terceros que representen al titular de la instalaci髇, conforme a lo dispuesto en la normativa del sector el閏trico. La informaci髇 en tiempo real que se debe facilitar al OS se especifica en el documento 獻nformaci髇 a enviar al OS en tiempo real�, incluido en el Anexo II del presente Procedimiento.

Cada instalaci髇 debe estar asociada a un 鷑ico centro de control. Este centro de control de instalaciones de producci髇 ser� el responsable del env韔 al OS de toda la informaci髇 en tiempo real correspondiente a la instalaci髇, as� como el interlocutor por parte de la instalaci髇 en todas las comunicaciones con el OS en relaci髇 con la operaci髇 de la instalaci髇, incluidos todos los intercambios de informaci髇 relativos a la participaci髇 de la misma en los servicios del sistema y en el despacho econ髆ico.

7.1 Contenido y estructura de la Base de Datos del STR (BDCO). En la Base de Datos del STR se recibir� la informaci髇 que se indica a continuaci髇 y con las especificaciones t閏nicas que se reflejan a continuaci髇. Esta informaci髇 se complementar� con la informaci髇 estructural necesaria para la correcta identificaci髇 de las instalaciones. La solicitud de alta o modificaci髇 de esta informaci髇 en tiempo real se enviar� al OS al menos 15 d韆s antes de la fecha en la cual se haga efectiva.

7.1.1 Requerimientos T閏nicos. El intercambio en tiempo real con REE se realizar� mediante el protocolo est醤dar de comunicaciones denominado ICCP-TASE2, por medio de los bloques de intercambio de informaci髇 definidos como 1 y 2.

Para llevar a cabo dicho intercambio de informaci髇, el Centro de Control que se comunique con el OS, establecer� con cada uno de los Centros de Control del OS en el SENP correspondiente (Principal y Respaldo) dos l韓eas de comunicaci髇 del tipo punto a punto, redundantes entre si y dedicadas exclusivamente al intercambio de esta informaci髇. Las caracter韘ticas t閏nicas de estas cuatro l韓eas, ser醤 id閚ticas, y deber醤 de estar securizadas y aisladas totalmente de internet. El OS facilitar� previamente al establecimiento del enlace informaci髇 t閏nica adicional desarrollando lo indicado anteriormente.

Un centro de control no podr� compartir ni su sistema de control ni las comunicaciones con el OS ni el personal que constituya el turno cerrado de operaci髇 con otro centro de control. El turno de operaci髇 estar� f韘icamente en la direcci髇 postal comunicada por el centro de control al OS.

La periodicidad de la informaci髇 a intercambiar para los datos de regulaci髇 secundaria ser� igual o inferior al ciclo de regulaci髇. En cuanto a las medidas de frecuencia, el OS deber� recibir al menos una medida con precisi髇 de mHz por cada sistema aislado de los SENP con una periodicidad de 1 segundo. El resto de la informaci髇 en tiempo real ser� intercambiada con una periodicidad a determinar por el OS con cada agente, y en ning鷑 caso superar� los doce segundos.

El OS mantendr� la confidencialidad de la informaci髇 recibida. No obstante, podr� enviar a los agentes aquella informaci髇 que soliciten, siempre y cuando estos justifiquen que dicha informaci髇 es imprescindible para garantizar el desarrollo de sus funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensi髇, planes de salvaguarda, emergencia y reposici髇 del servicio) y se cuente con la autorizaci髇 del titular de la informaci髇 generada.

7.1.2 Informaci髇 necesaria. Se requerir� informaci髇 de las instalaciones que se enumeran a continuaci髇:

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

7.1.3 Definici髇 y criterios generales de captaci髇 normalizada de se馻les y medidas. En este procedimiento, se entiende por posici髇 el conjunto de los elementos asociados a l韓ea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operaci髇.

El estado (abierto/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dar� mediante 2 bits. El resto de las se馻les se dar� con uno solo.

Dada su singularidad, se han considerado de forma separada los Compensadores S韓cronos y Condensadores.

En cuanto a la forma de captaci髇 de las se馻les se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

• a) Bajo el ep韌rafe de transformadores se consideran incluso los de grupos y los de consumo.
• b) Se ha realizado la siguiente clasificaci髇 de la informaci髇 a captar:
  • 1. Se馻lizaciones. Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomal韆s o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aqu� los estados topol骻icos de la red (estados abierto/cerrado de interruptores y seccionadores).
  • 2. Medidas. Incluye las medidas anal骻icas o digitales para magnitudes num閞icas discretas de la instalaci髇 (p.e. indicaci髇 de tomas de transformadores).

La informaci髇 detallada de se馻les a captar se recoge en el anexo 2.

7.1.4 Criterios de validaci髇 de calidad de telemedidas recibidas en tiempo real de potencia activa de generaci髇. La informaci髇 a enviar al OS deber� tener una calidad m韓ima para considerar el cumplimiento de los requisitos de env韔 de telemedidas en tiempo real establecidos.

De forma general, la determinaci髇 de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del Operador del sistema se realizar� mensualmente determinando su error con respecto al acumulado mensual de las energ韆s horarias liquidables registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el reglamento unificado del puntos de medida del sistema el閏trico, en adelante equipos de medida horaria.

Se define para una instalaci髇/agrupaci髇:

• - 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 energ韆 producida (2) por la instalaci髇/agrupaci髇 en la hora h calculada a partir de las telemedidas en tiempo real.
• - Energ韆 horaria registrada para la hora h (EHRh): es la energ韆 horaria registrada por los equipos de medida horaria calculada como la diferencia entre la 玡nerg韆 exportada� AS y la 玡nerg韆 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 instalaci髇/agrupaci髇 de medida de energ韆 horaria liquidable registrada.

El OS considerar� que la calidad de las telemedidas del mes m para una determinada instalaci髇/agrupaci髇 es v醠ida si y solo si se cumplen todas y cada una de las siguientes condiciones:

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

En el caso particular de las instalaciones en r間imen de autoconsumo con obligaci髇 de enviar telemedidas al operador del sistema de forma individual, la determinaci髇 de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizar� determinando su desviaci髇 con respecto al acumulado mensual de las energ韆s netas generadas registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el閏trico. Las condiciones para considerar v醠ida la calidad de la telemedida ser醤 las mismas que para el resto de instalaciones.

Adicionalmente el OS podr� realizar las verificaciones que estime convenientes y est閚 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 manipulaci髇 fraudulenta de las telemedidas enviadas se pondr� en conocimiento de la CNMC para los efectos oportunos.

8. Otras informaciones que los agentes deben enviar al operador del sistema. El OS ser� el responsable de recopilar toda aquella otra informaci髇 relativa a la operaci髇 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 producci髇 conectadas a la red de transporte y de instalaciones de generaci髇 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 distribuci髇 conectada a la red de transporte, por otra, facilitar al OS la informaci髇 que 閟te le requiera para el ejercicio de sus funciones. Ser� obligatorio el env韔 al OS, por parte de distribuidores, empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte y del transportista 鷑ico, del listado de agrupaciones de instalaciones de producci髇 de potencia neta no superior a 15 MW (tipo B) conectadas a sus redes.

Asimismo, los gestores de distribuci髇 recabar醤 de las instalaciones tipo B de su 醡bito, la informaci髇 necesaria para la operaci髇 y la enviar醤 al OS con la periodicidad que este precise.

En caso de no poder disponer de algunos de estos datos, har醤 llegar al OS su mejor estimaci髇 de los mismos.

Los datos que se indican a continuaci髇 ser醤 enviados al OS bajo la forma de valores agregados diarios, en tres horizontes temporales: a los tres d韆s (d韆 D+4, siendo el d韆 D el d韆 de programaci髇), antes del d韆 20 del mes M+1, y antes del d韆 20 del mes de enero de cada a駉, al objeto de mantener las series estad韘ticas relativas a los balances energ閠icos y el funcionamiento del sistema, as� como para realizar la previsi髇 de cobertura y an醠isis de seguridad.

8.1 Datos a enviar a los tres d韆s. Los agentes de los SENP facilitar醤 al OS todos los datos necesarios para la elaboraci髇 de las estad韘ticas oficiales, utilizando para ello los cauces de intercambio de informaci髇 establecidos. Todos los valores de las magnitudes enumeradas a continuaci髇 se dar醤 con la mayor desagregaci髇 posible en unidades f韘icas.

Producciones de los grupos t閞micos en bornes del alternador (b.a.).

Producciones de las centrales hidr醬licas (CCHH) (b.a.).

Consumos propios de generaci髇.

Consumos de centrales de bombeo.

Energ韆 acumulada disponible para generaci髇 en centrales de bombeo.

Consumo de combustible en centrales t閞micas.

Existencias de combustible en centrales t閞micas.

Informaci髇 hidrol骻ica:

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

Incidentes en la Red de Transporte.

Producci髇 de instalaciones tipo B (b.c.).

8.2 Datos a enviar antes del d韆 20 del mes M+1. Los datos mensuales que se indican a continuaci髇 ser醤 enviados al OS antes del d韆 20 del mes siguiente con el m醲imo nivel de desagregaci髇 posible en unidades f韘icas:

Producci髇 diaria bruta de grupos t閞micos.

Producci髇 diaria hidroel閏trica (CCHH) (b.a.).

P閞didas de turbinaci髇 en centrales hidr醬licas.

Consumos propios de generaci髇.

Consumos y producci髇 de centrales de bombeo.

Energ韆 acumulada disponible para generaci髇 en centrales de bombeo.

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

Entrada de combustible en centrales / grupos t閞micos (en toneladas o metros c鷅icos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carb髇 y por clase de combustible para el resto.

Consumo de combustible en centrales / grupos t閞micos (en toneladas o metros c鷅icos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carb髇 y por clase de combustible para el resto.

Existencias de combustible en centrales / grupos t閞micos (en toneladas o metros c鷅icos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carb髇 y por clase de combustible para el resto.

Resultados de los an醠isis de comprobaci髇 de las especificaciones t閏nicas de cada partida de combustible adquirida.

Plan previsto de entregas mensualizadas de carb髇 para los pr髕imos doce meses (expresadas en toneladas y en termias (PCI y PCS)) y cantidades del cupo del a駉 en curso realmente entregadas hasta la fecha.

Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producci髇 (t閞micos, hidr醬licos y de bombeo), de acuerdo con lo indicado en el procedimiento de operaci髇 por el que se establecen los planes de mantenimiento de las unidades de producci髇.

8.3 Datos Anuales. Antes del d韆 20 del mes de enero, ser醤 enviados al OS los datos anuales de capacidad m醲ima de cada embalse, teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.

9. Estad韘ticas e informaci髇 p鷅lica relativa a la operaci髇 del sistema. El OS publicar� los datos que m醩 adelante se indican sobre la operaci髇 realizada, incluyendo el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generaci髇.

9.1 Informaci髇 diaria. La informaci髇 que el OS publicar� diariamente es la curva de carga del sistema.

9.2 Informaci髇 a los tres d韆s. El OS publicar� el d韆 D + 4 la informaci髇 del balance el閏trico de producci髇 desglosado por tipo de producci髇/combustible, correspondiente al d韆 D y el estado de las reservas hidroel閏tricas.

9.3 Informaci髇 mensual. Mensualmente el OS publicar� la siguiente informaci髇:

• - Estad韘ticas de Operaci髇 de los SENP.
• - Disponibilidad del equipo t閞mico de generaci髇.
• - Tasa de indisponibilidad de las l韓eas, transformadores y elementos de gesti髇 de activa y reactiva de la red de transporte.
• - Estad韘ticas de incidentes.
• - Evoluci髇 de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.
• - Calidad de servicio referente a Energ韆 No Suministrada (ENS) y Tiempo de Interrupci髇 Medio (TIM) de la Red de Transporte.
• - Precio de los derechos de emisi髇 de despacho, expresados en €/tCO₂, conforme a lo indicado en el art韈ulo 66 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

9.4 Informaci髇 anual. El OS publicar� anualmente la siguiente informaci髇:

• - Tasa de disponibilidad del equipo generador.
• - Tasa de Disponibilidad de la red de transporte.
• - Evoluci髇 anual de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.
• - Calidad de servicio referente a energ韆 no suministrada (ENS) y tiempo de interrupci髇 medio (TIM) de la Red de Transporte.
• - L韒ites t閞micos estacionales de la red de transporte.

Adem醩 el OS mantendr� actualizadas y disponibles series hist髍icas de:

• - Potencia instalada en cada SENP.
• - Energ韆 generada por tipo de producci髇/combustible.
• - Energ韆 generada por instalaciones de producci髇 tipo A y tipo B.
• - Consumo de bombeo.
• - Demanda de cada SENP.
• - Producible hidroel閏trico.
• - Reservas hidroel閏tricas.
• - Tasas de disponibilidad del equipo generador.
• - Tasas de disponibilidad de la red de transporte.
• - Calidad de servicio referente a energ韆 no suministrada (ENS) y tiempo de interrupci髇 medio (TIM) de la Red de Transporte.

10. An醠isis e informaci髇 de incidentes.

10.1 Incidentes. Los eventos que definen aquellos incidentes de los sistemas el閏tricos que son objeto de informaci髇, en el 醡bito 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 p閞dida de una o varias instalaciones de transporte y/o de otros elementos de los sistemas el閏tricos (generaci髇, distribuci髇 y/o transformaci髇 transporte-distribuci髇 o transporte/generaci髇) cuando esta resulte en una violaci髇 de los criterios de funcionamiento y seguridad de los sistemas el閏tricos establecidos en el correspondiente procedimiento de operaci髇 o en una p閞dida directa de suministro.
• b) Cualquier otra circunstancia que resulte en:
  • a. Da駉 mayor a cualquiera de los elementos del sistema el閏trico.
  • b. Fallo, degradaci髇, o actuaci髇 incorrecta del sistema de protecci髇, de automatismos o de cualquier otro sistema que no requiera intervenci髇 manual por parte del operador.
  • c. Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje electr髇ico o f韘ico, terrorismo dirigido contra los sistemas el閏tricos o sus componentes con intenci髇 de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad de los sistemas el閏tricos en su conjunto.
  • d. P閞dida de suministro, independientemente del incidente que la haya producido y del nivel de tensi髇 en el que este haya acontecido, significativa o solicitada por el OS.
  • e. Otras circunstancias an髆alas para el sistema el閏trico -por ejemplo, oscilaciones significativas- no asociadas a p閞dida de instalaciones de la red de transporte o a p閞didas de suministro.

10.2 Comunicaci髇 al operador del sistema. En el caso de que se produzca alg鷑 incidente de los definidos en el apartado anterior en las instalaciones de la Red Observable, o en Instalaciones de Producci髇 monitorizadas por el OS, con independencia de la red donde se conecten, el agente titular de las instalaciones o responsable del suministro afectado deber� facilitar al OS y en un plazo de 2 horas la mejor informaci髇 de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta informaci髇 que constituye el informe preliminar del incidente contendr�, al menos, los aspectos a), b), c) y d) que se recogen en el anexo 3 que resulten de aplicaci髇.

El OS podr�, cuando as� 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 informaci髇 adicional necesaria.

Cuando el OS determine que el evento constituye una incidente significativo para alg鷑 sistema el閏trico, proceder� a notificarlo al agente titular o representante de la instalaci髇 o al responsable del suministro de los consumidores finales afectados.

Dicho agente deber� remitir un informe escrito al OS en un plazo no superior a 15 d韆s h醔iles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisar� y completar� la informaci髇 remitida en el informe preliminar (anexo 3) y se incluir醤 las posibles acciones identificadas por el agente para evitar o minimizar el efecto de incidentes similares que pudieran producirse en el futuro.

10.3 Comunicaci髇 del Operador del sistema. Cuando se produzca un incidente de los definidos en el apartado 10.1, el OS incluir� la informaci髇 correspondiente en un 玃arte Diario de Incidentes� que se pondr� a disposici髇 de los agentes antes de las doce horas del d韆 siguiente a la ocurrencia de la misma.

Cuando el OS considere un incidente de especial relevancia elaborar� un informe escrito, una vez disponga de la informaci髇 definitiva del mismo. Este informe incluir� las medidas a tomar para evitar la repetici髇 del incidente o la minimizaci髇 de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situaci髇 similar en el futuro. Este informe se remitir� a los agentes afectados, a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia y al para la Transici髇 Ecol骻ica en un plazo no superior a 60 d韆s h醔iles tras la ocurrencia del incidente.

Los informes correspondientes a los incidentes m醩 significativos ser醤 presentados y analizados en las reuniones del Grupo de An醠isis de Incidentes que convocar� el Operador del sistema.

10.4 Investigaciones Conjuntas. Para aquellos incidentes en que, por su importancia o naturaleza el OS lo juzgue necesario, propondr� a la mayor brevedad posible la realizaci髇 de un an醠isis conjunto con los restantes agentes involucrados o afectados. Los resultados de dicho an醠isis se incorporar醤 en el informe que elabore el OS sobre el incidente.

11. Informaci髇 de las liquidaciones responsabilidad del operador del sistema.

11.1 Informaci髇 confidencial. La informaci髇 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 informaci髇 quedan definidos en los procedimientos de liquidaciones.

11.2 Informaci髇 p鷅lica. La informaci髇 agregada de liquidaciones que se pone a disposici髇 de los agentes se pondr� asimismo a disposici髇 del p鷅lico en general en el mismo d韆.

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 tensi髇 a la que est醤 referidos o los valores de base, en su caso.
• - Los datos facilitados al OS deber醤 ser, en su caso, coherentes con los incluidos en los Registros Administrativos Ministeriales correspondientes.
• - La clasificaci髇 de las unidades de producci髇 en categor韆 A y B responde a la definici髇 del art韈ulo 2 del Real Decreto 738/2015:
  • a. Instalaciones categor韆 A. Dentro de esta categor韆 se incluyen los grupos de generaci髇 hidroel閏tricos no fluyentes y t閞micos que utilicen como fuentes de energ韆 carb髇, hidrocarburos, biomasa, biog醩, geotermia, residuos y energ韆s residuales procedentes de cualquier instalaci髇, m醧uina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producci髇 de energ韆 el閏trica, as� como las instalaciones de cogeneraci髇 de potencia neta superior a 15 MW.
  • b. Instalaciones categor韆 B. Dentro de este grupo se incluyen las instalaciones de generaci髇 no incluidas en el p醨rafo anterior que utilicen fuentes de energ韆 renovables e instalaciones de cogeneraci髇 de potencia neta inferior o igual a 15 MW.
• - En el caso de instalaciones de generaci髇 asociadas a autoconsumo, adem醩 de lo recogido en este anexo se deber� proveer la siguiente informaci髇:
  • c. Modalidad de autoconsumo, secci髇 y subsecci髇 (en caso de acogerse a alguna de las modalidades de autoconsumo establecidas en la legislaci髇 vigente).
  • d. Indicar modalidad de autoconsumo Individual/Colectivo.

Estructura del anexo I.

El presente anexo est� organizado de acuerdo a la siguiente estructura:

1. Sistema de producci髇.

1.1 Instalaciones de producci髇 basadas en generadores s韓cronos conectados directamente a la red (hidr醬lica, t閞mica, solar t閞mica) incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.

1.1.1 Embalses.

1.1.2 Centrales y grupos hidr醬licos.

1.1.2.1 Datos generales e hidr醬licos de la instalaci髇.

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

1.1.2.1.2 Centrales de m醩 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 regulaci髇 primaria.

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

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

1.1.2.2.3 Centrales de m醩 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 tensi髇 (en el caso de centrales de m醩 de 1 MW o conectadas a la red de transporte).

1.1.2.4 Otros datos.

1.1.3 Unidades t閞micas.

1.1.3.1 Datos generales de la instalaci髇.

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

1.1.3.1.2 Centrales de m醩 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 est閚 conectadas a la red de transporte.

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

1.1.3.2.3 Centrales de m醩 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 regulaci髇 primaria.

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

1.1.3.3.2 Centrales de m醩 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 tensi髇 (en el caso de centrales de m醩 de 1 MW o conectadas a la red de transporte).

1.1.3.5 Otros datos: Planes de reposici髇, transformador, l韓ea o cable, protecciones y datos necesarios para programaci髇 (v閍nse apartados correspondientes).

1.1.4 Solar t閞mica.

1.1.4.1 Datos de la instalaci髇 y de los grupos.

1.1.4.1.1 General.

1.1.4.1.2 Datos adicionales en el caso de generadores o agrupaci髇 de generadores de m醩 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 regulaci髇 primaria.

1.1.4.1.3 Centrales de m醩 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 conexi髇 a la red de transporte.

1.1.4.2 Datos principales de los equipos de control de tensi髇 para plantas de m醩 de 1 MW de potencia o conectadas a la RdT.

1.1.4.3 Otros datos: Planes de reposici髇, transformador, l韓ea o cable, protecciones y datos necesarios para programaci髇 (v閍nse apartados correspondientes).

1.1.5 Datos necesarios para los planes de reposici髇 del servicio

1.1.6 Datos de los transformadores de grupo.

1.1.6.1 Instalaciones de producci髇 de categor韆 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 l韓ea o cable de evacuaci髇.

1.1.7.1 Instalaciones de producci髇 de categor韆 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 est閚 conectadas a la red de transporte.

1.1.8.2 Centrales de m醩 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 instalaci髇 de enlace.

1.1.8.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

1.2 Instalaciones e髄icas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producci髇 cuya tecnolog韆 no emplee un generador s韓crono 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 Caracter韘ticas a suministrar de cada instalaci髇 mayor de 0,5 MW.

1.2.3 Datos del transformador de conexi髇 a la red.

1.2.4 Datos de la l韓ea o cable de conexi髇 a la red.

1.2.5 Datos de las protecciones.

1.2.5.1 Protecciones de la instalaci髇.

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

1.2.5.3 Protecciones asociadas a la instalaci髇 de enlace.

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

1.2.6.1 Caracter韘ticas de cada instalaci髇.

1.2.6.2 Datos del transformador de la instalaci髇 (en caso de ser 閟te el transformador de conexi髇 a la red, ver punto 1.2.6.4).

1.2.6.3 Datos de la l韓ea o cable de evacuaci髇 de cada instalaci髇 (en caso de ser esta la l韓ea o cable de conexi髇 a la red de transporte, ver punto 1.2.6.5).

1.2.6.4 Datos del transformador de conexi髇 a la red.

1.2.6.5 Datos de la l韓ea o cable de evacuaci髇 (en su caso).

1.2.6.6 Datos de las protecciones.

1.2.6.6.1 Protecciones de la instalaci髇 de producci髇.

1.2.6.6.2 Protecciones asociadas a la instalaci髇 de enlace.

1.2.6.6.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

1.2.7 Datos principales de los equipos de control de tensi髇 para las instalaciones de m醩 de 1 MW.

1.3 Informaci髇 de regulaci髇 primaria, secundaria y terciaria.

1.3.1 Informaci髇 de regulaci髇 primaria.

1.3.2 Informaci髇 de regulaci髇 secundaria.

1.3.3 Informaci髇 de regulaci髇 terciaria.

2. Red de transporte.

2.1 Subestaciones.

2.2 Parques.

2.3 L韓eas 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 L韓eas y cables.

5.4 Transformadores.

5.5 Elementos de control de potencia reactiva.

ANEXO II

1. Informaci髇 de la red de transporte y de la red observable que se enviar� al OS en tiempo real.

1.1 Interruptores.

1.2 Seccionadores.

1.3 L韓eas.

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

1.5 Acoplamiento de barras.

1.6 Barras.

1.7 Grupos t閞micos y grupos hidr醬licos con capacidad de regulaci髇.

1.8 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A.

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

1.10 Instalaciones de generaci髇 con obligaci髇 de adscripci髇 a un centro de control de generaci髇.

1.11 Resto de instalaciones de generaci髇 con obligaci髇 de env韔 de telemedidas en tiempo real.

1.12 Compensadores s韓cronos.

1.13 Instalaciones de producci髇 del tipo descrito en la DT und閏ima Real Decreto 738/2015.

ANEXO III

1. Sistema de producci髇.

1.1 Instalaciones de producci髇 basadas en generadores s韓cronos conectados directamente a la red (hidr醬lica, t閞mica, solar t閞mica) incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.

1.1.1 Embalses.

• - Nombre del embalse.
• - Empresa o empresas propietarias o concesionarias:
• - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Direcci髇.
  • - Porcentaje de participaci髇.
  • - Cuenca (r韔).
• - Situaci髇: Provincia, t閞mino municipal, paraje o predio.
• - Fecha de terminaci髇.
• - Capacidad en energ韆 el閏trica (MWh).
• - Serie hist髍ica de aportaciones parciales al embalse en t閞minos mensual y semanal (m³).
• - Volumen m醲imo (hm³).
• - Volumen m韓imo (hm³).
• - Curva cota de embalse en funci髇 de volumen 鷗il (m韓imo 3� grado).
• - Cota m醲ima de explotaci髇 (m).
• - Cota m韓ima de explotaci髇 (m).
• - Caudal m韓imo ecol骻ico a mantener aguas abajo.
• - Coeficiente de regulaci髇 (d韆s), definido como el cociente entre el volumen del embalse y la aportaci髇 media anual al embalse.
• - Tiempo de vaciado del embalse (horas) con turbinaci髇 a plena carga de la propia central.
• - Uso (Hidroel閏trico, Mixto).
• - Restricciones de explotaci髇 (detracciones, riegos, etc.).

1.1.2 Centrales y grupos hidr醬licos.

1.1.2.1 Datos generales e hidr醬licos de la instalaci髇.

• * Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est閚 conectadas a la red de transporte.
  • - Nombre de la Central.
  • - Domicilio de la Central: municipio, c骴igo postal y provincia.
  • - Empresa o empresas propietarias:
    • - Nombre.
    • - NIF/CIF.
    • - Direcci髇.
    • - Porcentaje de participaci髇.
  • - Empresa o empresas explotadoras:
    • - Nombre.
    • - NIF/CIF.
    • - Direcci髇.
  • - Cuenca (r韔) en que est� ubicada la central.
  • - Embalse asociado.
  • - Subestaci髇 / parque de conexi髇 a la red (Nombre, kV).
  • - Unidad de Gesti髇 Hidr醬lica a la que pertenece, en su caso.
  • - N.� de grupos.
  • - Potencia nominal.
  • - Caudal nominal (m³/s).
  • - Salto neto nominal (m).
  • - Categor韆 de la instalaci髇 (A o B).
• * Centrales de m醩 de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
  • - Nombre de la Central.
  • - Domicilio de la Central: municipio, c骴igo postal y provincia.
  • - Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci髇 con influencia en la red de transporte): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).
  • - Coordenadas UTM de la instalaci髇 (dar un punto de referencia).
  • - Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci髇 de tensi髇 superior a 10 kV con influencia en la red de transporte).
  • - Empresa o empresas propietarias:
    • - Nombre.
    • - NIF/CIF.
    • - Direcci髇.
    • - Porcentaje de participaci髇.
  • - Empresa o empresas explotadoras:
    • - Nombre.
    • - NIF/CIF.
    • - Direcci髇.
  • - Cuenca (r韔) en que est� ubicada la central.
  • - Esquema del subsistema hidr醬lico.
  • - Embalse asociado.
  • - Subestaci髇 / parque de conexi髇 a la red (nombre, kV).
  • - Unidad de Gesti髇 Hidr醬lica a la que pertenece, en su caso.
  • - Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.
  • - Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.
  • - Canal de conducci髇/galer韆 de presi髇 (s�/no). En caso afirmativo, longitud(es) y di醡etro(s).
  • - Dep髎ito o c醡ara de carga (s�/no). En caso afirmativo, volumen.
  • - Tuber韆 forzada (s�/no). En caso afirmativo, longitud(es) y di醡etro(s).
  • - N.� de grupos.
  • - Potencia nominal.
  • - Caudal nominal (m³/s).
  • - Caudal m醲imo de turbinaci髇 (m³/s).
  • - Caudal m韓imo de turbinaci髇 (m³/s).
  • - Salto bruto m醲imo (m).
  • - Salto bruto m韓imo (m).
  • - Salto neto nominal (m).
  • - Salto neto m醲imo (m).
  • - Salto neto m韓imo (m).
  • - P閞didas en las conducciones en funci髇 del caudal.
  • - Curvas de rendimiento en funci髇 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 impulsi髇 nominal (m).
    • - Caudal nominal de bombeo (m³/s).
    • - Caudal m醲imo de bombeo (m³/s).
    • - Caudal m韓imo de bombeo (m³/s).
    • - 蚽dice de acumulaci髇 por bombeo (%), definido como la relaci髇 entre la energ韆 el閏trica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energ韆 consumida para su elevaci髇.
    • - P閞didas en la aspiraci髇 e impulsi髇 en funci髇 del caudal.
    • - Curvas de rendimiento en funci髇 del caudal bombeado y de la altura manom閠rica (alternativa: Tablas de potencia para distintas alturas manom閠ricas y distintos caudales para cada altura manom閠rica).
    • - Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte:
    • - Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de enlace.
    • - Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generaci髇 hasta el punto de conexi髇 a la red.
    • - Esquema unifilar de protecci髇 de la instalaci髇.
    • - Categor韆 de la instalaci髇 (A o B).

1.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulaci髇 primaria.

• * Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est閚 conectadas a la red de transporte.
  • - N鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producci髇 de Energ韆 El閏trica).
  • - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇 en su caso).
  • - Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).
  • - Potencia nominal en turbinaci髇 (MW).
  • - Tensi髇 nominal (kV).
  • - M醲ima tensi髇 de generaci髇 (kV).
  • - M韓ima tensi髇 de generaci髇 (kV).
  • - Velocidad nominal.
  • - Caudal nominal (m³/s).
  • - Salto nominal (m).
  • - M韓imo t閏nico 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 m醩 de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
  • - N鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producci髇 de Energ韆 El閏trica).
  • - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇 en su caso).
  • - Tipo de turbina.
  • - Velocidad nominal (rpm).
  • - Potencia nominal en turbinaci髇 (MW).
  • - Caudal nominal (m³/s).
  • - Salto neto nominal (m).
  • - M韓imo t閏nico neto, es decir, en barras de central (MW).
  • - Caudal m醲imo de turbinaci髇 (m³/s).
  • - Caudal m韓imo de turbinaci髇 (m³/s).
  • - Salto bruto m醲imo (m).
  • - Salto bruto m韓imo (m).
  • - Salto neto m醲imo (m).
  • - Salto neto m韓imo (m).
  • - P閞didas en las conducciones en funci髇 del caudal.
  • - Curvas de rendimiento en funci髇 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 m醲imo de bombeo (m³/s).
    • - Caudal m韓imo de bombeo (m³/s).
    • - P閞didas en la aspiraci髇 e impulsi髇 en funci髇 del caudal.
    • - Curvas de rendimiento en funci髇 del caudal bombeado y de la altura manom閠rica (alternativa: tablas de potencia para distintas alturas manom閠ricas y distintos caudales para cada altura manom閠rica).
    • - Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).
    • - M醲ima generaci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.
    • - M醲ima generaci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en b.c.
    • - M醲ima absorci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.
    • - M醲ima absorci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en b.c.
    • - Factor de potencia nominal.
    • - Posibilidad de funcionamiento como compensador s韓crono (S�/NO).
    • - Potencia absorbida en funcionamiento como compensador s韓crono (MW).
    • - Datos principales de turbina y de los equipos de regulaci髇 primaria
    • - Caracter韘ticas de la turbina: fabricante y modelo.
    • - Disponibilidad de regulaci髇 primaria o regulaci髇 de velocidad (S�/NO).
  • - En caso de disponer de regulaci髇 primaria propia, ind韖uese:
    • - Caracter韘ticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci髆etro motorizado, consigna digital,...
    • - Estatismo permanente:

      Rango de ajuste.

      Valor ajustado.

      Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

    • - Velocidad de variaci髇 de la potencia en MW/s, por variaci髇 de frecuencia.
    • - Caracter韘ticas del regulador: fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci髇 por realimentaci髇 mediante estatismo transitorio,...) y tecnolog韆 (hidr醬lico, electrohidr醬lico...).
    • - Compensaciones din醡icas: funci髇 de transferencia de la compensaci髇 din醡ica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se ha de especificar el rango de cada par醡etro y su valor de ajuste o consigna.
• * Centrales de m醩 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 par醡etros que en los esquemas est閚 representados. Esta informaci髇 se aportar� de la siguiente forma:
  • - A trav閟 de un modelo incluido en la lista de modelos din醡icos admitidos por el OS, y que ser� proporcionada por el propio OS, o bien a trav閟 de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter韘ticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
  • - En ambos casos, deber� acompa馻rse de un informe de validaci髇 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 s韓crona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base m醧uina (Xd, Xq, X'd, X'q, X''d y X''q. Simbolog韆 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. Simbolog韆 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. Simbolog韆 conforme a norma UNE-EN 60034-4).
  • - Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: m醧uina el閏trica, excitatriz y turbina.
  • - Reactancia de fuga no saturada (p.u.) (Xl).
  • - Saturaci髇 de la m醧uina a tensi髇 1.0 p.u., seg鷑 figura 1.
  • - Saturaci髇 de la m醧uina a tensi髇 1.2 p.u., seg鷑 figura 1.
  • - Curvas de capacidad P-Q (l韒ites de funcionamiento del generador).

1.1.2.3 Datos principales de los equipos de control de tensi髇 (en el caso de centrales de m醩 de 1 MW o conectadas a la red de transporte).

• - Breve descripci髇 del regulador de tensi髇-excitatriz, que incluir� el nombre y tipo del regulador.
• - Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados, de los reguladores de tensi髇-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta informaci髇 se aportar� de la siguiente forma:
• - A trav閟 de un modelo incluido en la lista de modelos din醡icos admitidos por el OS, y que ser� proporcionada por el propio OS,
• - O bien, a trav閟 de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter韘ticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
• - En ambos casos, deber� acompa馻rse de un informe de validaci髇 de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensi髇-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 reposici髇, transformador, l韓ea o cable, protecciones y datos necesarios para programaci髇 (v閍nse apartados correspondientes).

1.1.3 Unidades t閞micas.

• - Nota: Las unidades solares t閞micas se tratan en el apartado 1.1.4.

1.1.3.1 Datos generales de la instalaci髇.

• - Para cogeneraciones: V閍nse tambi閚 instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte.
  • * Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est閚 conectadas a la red de transporte.
• - Denominaci髇 de la central. Empresa o empresas propietarias:
  • - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Direcci髇.
  • - Porcentaje de participaci髇.
• - Empresa o empresas explotadoras:
  • - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Direcci髇.
• - N鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE.
• - Domicilio de la central: municipio, c骴igo postal y provincia.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
• - Combustibles principal y alternativo.
• - Subestaci髇 / parque de conexi髇 a la red (Nombre, kV).
• - Categor韆 de la instalaci髇 (A o B).
  • * Centrales de m醩 de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
• - Denominaci髇 de la central.
• - Empresa o empresas propietarias:
  • - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Direcci髇.
  • - Porcentaje de participaci髇.
• - Empresa o empresas explotadoras:
  • - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Direcci髇.
• - N鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE.
• - Domicilio de la central: municipio, c骴igo postal y provincia.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
• - Combustibles principal y alternativo.
• - Subestaci髇 / parque de conexi髇 a la red (Nombre, kV).
• - Denominaci髇 de la instalaci髇.
• - Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).
• - Coordenadas UTM de la instalaci髇 (dar un punto de referencia).
• - Configuraci髇 general de la instalaci髇, indicando en su caso caracter韘ticas de acoplamiento entre elementos (p.e. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), as� como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.
• - Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (韓dices anuales y estacionales si procede).
• - Eficiencia neta (consumo espec韋ico neto) referida a PCI de cada unidad t閞mica y del conjunto para distintos reg韒enes de carga (Kcal/kWh).
• - Capacidad m醲ima de almacenamiento de combustibles principal y alternativo (T).
• - Reserva de energ韆 el閏trica (parque de almacenamiento de combustibles) (MWh) para combustibles principal y alternativo.
• - N鷐ero m醲imo de horas de funcionamiento a plena carga sin suministro externo para combustibles principal y alternativo.
• - R間imen de funcionamiento previsto.
• - Categor韆 de la instalaci髇 (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 instalaci髇 de enlace a la red (solicitudes de acceso).
• - Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de enlace.
• - Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generaci髇 hasta el punto de conexi髇 a la red.
• - Esquemas unifilares de protecci髇 y medida de la instalaci髇 hasta el punto de conexi髇 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 est閚 conectadas a la red de transporte.
  • - Potencia aparente instalada (MVA).
  • - Potencia activa neta instalada en b.c. (MW).
  • - M韓imo t閏nico en b.c. (MW).
  • - M醲ima generaci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en b.a.
  • - M醲ima absorci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en b.a.
• * Centrales de m醩 de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

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

  • - Potencia aparente instalada (MVA).
  • - Tensi髇 nominal de generaci髇 (kV).
  • - M醲ima tensi髇 de generaci髇 (kV).
  • - M韓ima tensi髇 de generaci髇 (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).
  • - M韓imo t閏nico en b.a. (MW)
  • - M韓imo t閏nico en b.c. (MW).
  • - M韓imo t閏nico especial en b.a. (MW).
  • - M韓imo t閏nico especial en b.c. (MW).
  • - Tiempo que puede mantenerse el m韓imo t閏nico especial (h).
  • - M醲ima generaci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.
  • - M醲ima generaci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en b.a.
  • - M醲ima absorci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.
  • - M醲ima absorci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (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 m韓imo t閏nico, potencia activa (MW).
  • - Consumo de servicios auxiliares en b.a. a m韓imo t閏nico, potencia reactiva (MVAr).
  • - Factor de potencia nominal.
• - * Centrales de m醩 de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.
  • - Reactancias no saturadas s韓crona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso (p.u.) base m醧uina (Xd, Xq, X'd, X'q, X''d y X''q. Simbolog韆 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. Simbolog韆 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. Simbolog韆 conforme a norma UNE-EN 60034-4).
  • - Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: M醧uina el閏trica, excitatriz y turbina.
  • - Reactancia de fuga no saturada (p.u.). (Xl).
  • - Saturaci髇 de la m醧uina a tensi髇 1.0 p.u. (p.u.), seg鷑 figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).
  • - Saturaci髇 de la m醧uina a tensi髇 1.2 p.u. (p.u.), seg鷑 figura 1. (en apartado 1.1.2.2.3).
  • - Curvas de capacidad P-Q (l韒ites de funcionamiento del generador).

1.1.3.3 Datos de cada grupo y de los equipos de regulaci髇 primaria.

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

  En el caso de ciclos combinados de m鷏tiple eje, la informaci髇 aqu� solicitada se enviar� por separado para cada turbina de gas y de vapor.

  • - Caracter韘ticas de la turbina de gas (en su caso): fabricante y modelo.
  • - Caracter韘ticas de la turbina de vapor (en su caso): fabricante y modelo.
  • - Disponibilidad de regulaci髇 primaria o regulaci髇 de velocidad (S�/NO).
  • - En caso de disponer de regulaci髇 primaria propia, ind韖uese:
  • - Caracter韘ticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci髆etro motorizado, consigna digital,...
  • - Estatismo permanente:
    • - Rango de ajuste.
    • - Valor ajustado.
    • - Posibilidad de telemedida del valor ajustado.
  • - Velocidad de variaci髇 de la potencia en MW/s, por variaci髇 de frecuencia.
  • - Caracter韘ticas del regulador (o de los reguladores, en su caso): fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci髇 por realimentaci髇 mediante estatismo transitorio,...) y tecnolog韆 (hidr醬lico, electrohidr醬lico...).
  • - Compensaciones din醡icas: funci髇 de transferencia de la compensaci髇 din醡ica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se han de especificar el rango de cada par醡etro y su valor de consigna.

  * Centrales de m醩 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 par醡etros que en los esquemas est閚 representados. Esta informaci髇 se aportar� de la siguiente forma:
  • - A trav閟 de un modelo incluido en la lista de modelos din醡icos admitidos por el OS, y que ser� proporcionada por el propio OS,
  • - O bien a trav閟 de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter韘ticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
  • - En ambos casos, deber� acompa馻rse de un informe de validaci髇 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 tensi髇 (en el caso de centrales de m醩 de 1 MW o conectadas a la red de transporte).

En el caso de ciclos combinados de m鷏tiple eje, la informaci髇 aqu� solicitada se enviar� por separado para cada generador de turbina de gas y de vapor.

• - Breve descripci髇 del regulador de tensi髇-excitatriz, que incluir� el nombre y tipo del regulador.
• - Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados, de los reguladores de tensi髇-excitatriz y del sistema estabilizador (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta informaci髇 se aportar� de la siguiente forma:
• - A trav閟 de un modelo incluido en la lista de modelos din醡icos admitidos por el OS, y que ser� proporcionada por el propio OS,
• - o bien a trav閟 de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter韘ticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
• - En ambos casos, deber� acompa馻rse de un informe de validaci髇 de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensi髇-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 reposici髇, transformador, l韓ea o cable, protecciones y datos necesarios para programaci髇 (v閍nse apartados correspondientes).

1.1.4 Solar t閞mica. Instalaciones de producci髇 basadas en generadores s韓cronos 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 instalaci髇 y de los grupos.

• * General.
  • - Nombre de la central.
  • - Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci髇 con influencia en la red de transporte): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).
  • - Empresa o empresas propietarias:
    • - Nombre.
    • - NIF/CIF.
    • - Direcci髇.
    • - Porcentaje de participaci髇.
  • - N鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE.
  • - Unidad de oferta a la que pertenece, en su caso.
  • - Domicilio de la central: Municipio, c骴igo postal y provincia.
  • - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
  • - Tipo de central.
  • - A駉 final de la concesi髇.
  • - Normativa aplicable.
  • - Compa耥a Distribuidora.
  • - Subestaci髇 / parque de conexi髇 a la red (nombre, kV).
  • - N鷐ero de grupos.
  • - Datos de los sistemas de almacenamiento energ閠ico y apoyo mediante combustible complementario en el caso de centrales termosolares con capacidad de almacenamiento:
    • - M閠odo de almacenamiento energ閠ico (vapor, aceite, sales.).
    • - Curvas de tiempo de recuperaci髇 de la energ韆 primaria almacenada.
    • - Curvas de p閞dida de energ韆 primaria almacenada.
  • - Tipo de apoyo con combustible complementario, potencia suministrable con dicho combustible y autonom韆 del mismo (en horas a potencia nominal).
  • - Potencia m醲ima que puede suministrar el sistema de almacenamiento y energ韆 m醲ima que puede acumular.
  • - % de sobredimensionamiento de la planta para el almacenamiento.
  • - Potencia aparente instalada (MVA) de las unidades generadoras.
  • - Tensi髇 nominal (kV).
  • - M醲ima tensi髇 de generaci髇 (kV).
  • - M韓ima tensi髇 de generaci髇 (kV).
  • - Velocidad nominal.
  • - Potencia acogida al Real Decreto 413/2014 por el que se regula la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica a partir de fuentes renovables, cogeneraci髇 y residuos o reglamentaci髇 alternativa que sea de aplicaci髇 (MW).
  • - Potencia no acogida (MW).
  • - Potencia activa neta y m韓imo t閏nico (MW) disponibles para la red: distribuci髇 estad韘tica por deciles de potencias o energ韆s horarias vertidas a la red desde que la planta entr� en funcionamiento o estimada.
• * Datos adicionales en el caso de generadores o agrupaci髇 de generadores de m醩 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 instalaci髇 (dar un punto de referencia).
• - Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de enlace a la red.
• - R間imen 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.
• - M醲ima generaci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexi髇 a la red.
• - M醲ima generaci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en el punto de conexi髇 a la red.
• - M醲ima absorci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexi髇 a la red.
• - M醲ima absorci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en el punto de conexi髇 a la red.

1.1.4.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulaci髇 primaria.

• - Caracter韘ticas de la turbina: Fabricante y modelo.
• - En caso de disponer de regulaci髇 propia, ind韖uese:
• - Caracter韘ticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci髆etro motorizado, consigna digital,..
• - Estatismo permanente:
  • - Rango de ajuste.
  • - Valor ajustado.
  • - Posibilidad de telemedida del valor ajustado.
• - Velocidad de variaci髇 de la potencia en MW/s, por variaci髇 de frecuencia. La insensibilidad del regulador (mHz) no ha de ser superior a 10 mHz.
• - Caracter韘ticas del regulador: Fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci髇 por realimentaci髇 mediante estatismo transitorio,...) y tecnolog韆 (hidr醬lico, electrohidr醬lico.).
• - Compensaciones din醡icas: Funci髇 de transferencia de la compensaci髇 din醡ica (estatismo transitorio, compensador serie,.). Se ha de especificar el rango de cada par醡etro y su valor actual.
  • * Centrales de m醩 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 s韓crona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base m醧uina (Xd, Xq, X'd, X'q, X''d y X''q. Simbolog韆 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. Simbolog韆 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. Simbolog韆 conforme a norma UNE-EN 60034-4).
• - Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: m醧uina el閏trica, excitatriz y turbina.
• - Reactancia de fuga no saturada (p.u.) (Xl).
• - Saturaci髇 de la m醧uina a tensi髇 1.0 p.u., seg鷑 figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).
• - Saturaci髇 de la m醧uina a tensi髇 1.2 p.u., seg鷑 figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).
• - Curvas de capacidad P-Q (l韒ites de funcionamiento del generador).
• - Datos principales de turbina y de los equipos de regulaci髇 primaria.
• - Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados. Esta informaci髇 se aportar� de la siguiente forma:
  • - A trav閟 de un modelo incluido en la lista de modelos din醡icos admitidos por el OS, y que ser� proporcionado por el propio OS,
  • - O bien, a trav閟 de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter韘ticas y condiciones expuestas en documento elaborado al efecto por el OS.
  • - En ambos casos, deber� acompa馻rse de un informe de validaci髇 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 conexi髇 a la red de transporte.

• - Datos de la instalaci髇 en el punto de conexi髇 a la red.
• - Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de enlace.
• - Diagrama unifilar de detalle con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de enlace desde las distintas unidades de generaci髇 hasta el punto de conexi髇 a la red.
• - Configuraci髇 general de la instalaci髇, indicando en su caso caracter韘ticas de acoplamiento entre elementos (p.ej. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), as� como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.
• - Esquema unifilar de protecci髇 de la instalaci髇.

1.1.4.2 Datos principales de los equipos de control de tensi髇 para plantas de m醩 de 1 MW de potencia o conectadas a la RdT.

• - Para cada grupo:
  • - Breve descripci髇 del regulador de tensi髇-excitatriz, que incluir� el nombre y tipo del regulador.
  • - Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados, de los reguladores de tensi髇-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta informaci髇 se aportar� de la siguiente forma:

    A trav閟 de un modelo incluido en la lista de modelos din醡icos admitidos por el OS, y que ser� proporcionada por el propio OS,

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

  • - En ambos casos, deber� acompa馻rse de un informe de validaci髇 de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensi髇-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 reposici髇, transformador, l韓ea o cable, protecciones y datos necesarios para programaci髇 (v閍nse apartados correspondientes).

1.1.5 Datos necesarios para los planes de reposici髇 del servicio

Este apartado aplica a instalaciones de producci髇 de categor韆 A, o conectadas a la red de transporte.

• - Alimentaci髇 de SSAA (salvo CCHH).
• - Esquema simplificado y descripci髇 del proceso de alimentaci髇 de SSAA en los siguientes supuestos:
  • - Normal.
  • - Arranque.
  • - Otras alternativas (Grupos Diesel/Bater韆s/Otras).
  • - Tensi髇 de alimentaci髇 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 fr韔/ Arranque en caliente.
• - Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia reactiva (MVAr). Especificar distintas posibilidades: Arranque en fr韔/ Arranque en caliente.
  • - Capacidad de arranque aut髇omo.
• - Medios propios para energizar los servicios auxiliares necesarios para el arranque:
  • - Bater韆.
  • - Grupo Diesel.
  • - Otros.
• - Diagramas unifilares.
• - Tiempo de autonom韆 (horas).
• - Tipo de arranque:
  • - Por control remoto.
  • - Operaci髇 local (se indicar� la disponibilidad horaria de personal).
• - El tiempo m韓imo garantizado de funcionamiento continuo a plena carga durante el proceso de reposici髇 (reservas m韓imas de energ韆 primaria).
• - Posibilidad de realizar un determinado n鷐ero de arranques consecutivos en un tiempo determinado (en caso de posibles disparos durante el proceso de reposici髇): n鷐ero de ciclos de arranque y parada, y duraci髇 del ciclo.
• - En caso de CCHH: N鷐ero m韓imo de grupos que han de funcionar en paralelo.
• - Posibilidad de arranque en cascada de un conjunto de grupos.
  • - Reconexi髇 del grupo a la red (salvo CCHH).
• - Tiempo m韓imo de arranque en fr韔 (desde que se recibe alimentaci髇 en los SSAA hasta listo para sincronizaci髇).
• - Tiempo m韓imo de arranque en caliente (desde que se recibe alimentaci髇 en los SSAA hasta listo para sincronizaci髇).
• - Tiempo m醲imo de parada para que el arranque sea en caliente.
  • - Capacidad de mantenerse estable tras una desconexi髇 de la red exterior con p閞dida brusca de la plena carga, alimentando 鷑icamente sus consumos propios.
  • - Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado m韓ima que es capaz de alimentar la planta en situaci髇 de isla.
  • - Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes (salvo CCHH).
  • - Otros datos (salvo CCHH).
• - Caracter韘ticas 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 reposici髇.

1.1.6 Datos de los transformadores de grupo. Este apartado aplica a instalaciones de producci髇 de categor韆 A, o conectadas a la red de transporte.

1.1.6.1 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A no conectadas a la red de transporte.

• - Potencia nominal (MVA).
• - Tensi髇 nominal (kV) de primario y secundario.
• - Grupo de conexi髇.
• - P閞didas debidas a la carga (kW).
• - Tensi髇 de cortocircuito (% en base m醧uina).
• - Impedancia homopolar (% en base m醧uina).
  • * Centrales conectadas a la red de transporte.

Ver transformadores de transporte.

1.1.7 Datos de la l韓ea o cable de evacuaci髇. Este apartado aplica a instalaciones de producci髇 de categor韆 A o conectadas a la red de transporte.

1.1.7.1 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A no conectadas a la red de transporte.

V閍nse l韓eas y cables de red observable.

1.1.7.2 Centrales conectadas a la red de transporte. V閍nse l韓eas 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 est閚 conectadas a la red de transporte.

• - Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci髇) ante perturbaciones internas a la central (s�/no). Indicar particularidades, en su caso.
• - Protecci髇 de m韓ima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.
• - Protecci髇 de sobrefrecuencia. Ajustes.
• - En caso de que el tiempo cr韙ico en el nudo de conexi髇 a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:
• - Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.
• - Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇.

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

• - Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci髇) ante perturbaciones internas a la central (s�/no). Indicar particularidades, en su caso.
• - Rel閟 de m韓ima tensi髇: ajustes.
• - Protecci髇 de m韓ima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.
• - Protecci髇 de sobrefrecuencia. Ajustes.
• - Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.
  • - En caso de que el tiempo cr韙ico en el nudo de conexi髇 a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:
    • * Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.
    • * Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇.
    • * Esquema unifilar de protecci髇 de la instalaci髇.

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.

• - Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (S�/NO) con las protecciones de la red.
• - Protecci髇 ante p閞dida de sincronismo: indicar tipo de protecci髇, n鷐ero de deslizamientos para el disparo y si ante este el grupo queda sobre auxiliares.
• - Rel� de sobretensi髇: Ajustes.
• - Protecci髇 de secuencia inversa: indicar estado de coordinaci髇 de esta protecci髇 con el reenganche monof醩ico y los rel閟 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 instalaci髇 de enlace.

• - Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (S�/NO) con las protecciones de la red.
• - Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de generaci髇. Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇.
• - Rel� de m韓ima tensi髇: ajustes.

1.1.8.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

• - Capacidad de teledisparo (s�/no).
• - Tiempo de actuaci髇 del teledisparo desde que se recibe la se馻l.
• - L骻ica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

1.2 Instalaciones e髄icas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producci髇 cuya tecnolog韆 no emplee un generador s韓crono 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.
• - N鷐ero catastral de la finca.
• - Empresa o empresas propietarias:
  • - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Direcci髇.
  • - Porcentaje de participaci髇.
• - N鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE.
• - Domicilio de la central: Municipio, c骴igo postal y provincia.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
• - Compa耥a Distribuidora.

1.2.2 Caracter韘ticas a suministrar de cada instalaci髇 mayor de 0,5 MW.

• - Nombre de la instalaci髇.
• - Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci髇 con influencia en la red de transporte): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).
• - Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci髇 de tensi髇 superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).
• - Empresa propietaria:
  • - Nombre.
  • - NIF.
  • - Direcci髇.
• - N鷐ero de identificaci髇 en el Registro Administrativo correspondiente.
• - Fecha de inscripci髇 en el Registro Administrativo correspondiente.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
• - Domicilio de la instalaci髇: municipio, c骴igo postal y provincia.
• - Coordenadas UTM de la poligonal del parque, huerta, etc.
• - Compa耥a Distribuidora.
• - Potencia instalada: aparente bruta (MVA) y activa neta (MW). La potencia aparente debe incluir toda la compensaci髇 de reactiva de la instalaci髇.
• - Subestaci髇 / parque de conexi髇 a la red de transporte (nombre, kV).
• - R間imen de operaci髇 previsto de la instalaci髇:
  • - Horas de utilizaci髇 (a plena potencia) referidas a per韔dos anual y estacionales.
  • - Curva de potencia activa en del recurso primario (velocidad del viento en el caso de plantas e髄icas, irradiancia en el caso de huertas solares, etc.) incluyendo indicaci髇 de las velocidades m醲imas de viento para las cuales los aerogeneradores, paneles, captadores parab髄icos, etc. dejan de aportar potencia.
• - Cumplimiento de los requisitos de respuesta ante huecos de tensi髇 (s�/no).
• - Datos de cada modelo de cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.):
  • - N鷐ero de unidades generadoras del mismo modelo.
  • - Fabricante y modelo.
  • - Tecnolog韆: m醧uina de inducci髇 o as韓crona de jaula de ardilla, m醧uina de inducci髇 o as韓crona de deslizamiento variable, m醧uina de inducci髇 o as韓crona doblemente alimentada, aerogeneradores con conversi髇 total de potencia (full converter), inversores, etc. En caso de otras tecnolog韆s no indicadas, aportar breve descripci髇.
  • - Potencia activa instalada de cada unidad generadora (kW).
  • - Potencia aparente instalada de cada unidad generadora (kVA) incluyendo, en su caso, su compensaci髇 de reactiva interna.
  • - Curva de potencia reactiva en funci髇 de la potencia activa considerando, en su caso, la compensaci髇 de reactiva interna de cada unidad generadora.
  • - En el caso de instalaciones de m醩 de 1 MW o conectadas a la red de transporte, se aportar� un modelo de la instalaci髇 que debe describir su comportamiento din醡ico desde el punto de vista del sistema el閏trico al que se conecta, ante cualquier perturbaci髇 en el mismo. Esta informaci髇 se aportar� de la siguiente forma:

    O a trav閟 de un modelo incluido en la lista de modelos din醡icos admitidos por el OS, y que ser� proporcionada por el propio OS,

    o bien a trav閟 de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter韘ticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

  • - En ambos casos, deber� acompa馻rse de un informe de validaci髇 de la idoneidad del modelo conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
• - Compensaci髇 de reactiva en bornas de cada unidad generadora excluida, en su caso, la compensaci髇 interna:
  • - Compensaci髇 est醫ica y din醡ica de potencia reactiva (valores nominales en MVAr).
  • - Posibilidad de regulaci髇.
• - Compensaci髇 de reactiva en bornas de la instalaci髇 excluida, en su caso, la asociada a cada unidad generadora:
  • - Compensaci髇 est醫ica y/o din醡ica de potencia reactiva total (valor nominal en MVAr).
  • - Posibilidad de regulaci髇.
  • - Bater韆s de condensadores (s�/no).

    Potencia total (MVAr).

    N鷐ero de escalones.

    Tipo de control de los escalones.

  • - Sistemas de compensaci髇 o regulaci髇 continua basados en electr髇ica de potencia (FACTS) (s�/no).

  Potencia total instalada (MVAr).

1.2.3 Datos del transformador de conexi髇 a la red.

• - Empresa o empresas propietarias:
  • - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Direcci髇.
• - Potencia nominal (MVA).
• - Tensi髇 nominal (kV) de primario y secundario.
• - Grupo de conexi髇.
• - P閞didas debidas a la carga (kW).
• - Tensi髇 de cortocircuito (% en base m醧uina).
• - Impedancia homopolar (% en base m醧uina).

1.2.4 Datos de la l韓ea o cable de conexi髇 a la red. Ver l韓eas y cables de red observable.

1.2.5 Datos de las protecciones.

1.2.5.1 Protecciones de la instalaci髇.

• - Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci髇) ante perturbaciones internas a la instalaci髇 (s�/no). Indicar particularidades, en su caso.
• - Rel� de m韓ima tensi髇: indicar fases en que mide y ajustes.
• - Rel� de sobretensi髇: ajustes.
• - Protecci髇 de m韓ima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.
• - Protecci髇 de sobrefrecuencia. Ajustes.
• - Dispositivos autom醫icos de reposici髇 por frecuencia: Confirmar que no existen o que est醤 deshabilitados.

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

• - Rel� de m韓ima tensi髇: indicar fases en que mide y ajustes.
• - Rel� de sobretensi髇: ajustes.
• - Protecci髇 de m韓ima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.
• - Protecci髇 de sobrefrecuencia. Ajustes.
• - -Dispositivos autom醫icos de reposici髇 por frecuencia: Confirmar que no existen o que est醤 deshabilitados.
• - Disparo por sobrevelocidad, en su caso. Valor de disparo.

1.2.5.3 Protecciones asociadas a la instalaci髇 de enlace:

• - Rel� de m韓ima tensi髇: ajustes.
• - En caso de que el tiempo cr韙ico en el nudo de conexi髇 a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:
• - Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.
• - Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇.

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

1.2.6.1 Caracter韘ticas de cada instalaci髇.

• - Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de enlace.
• - Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generaci髇 hasta el punto de conexi髇 a la red.
• - Intensidad de cortocircuito aportada por la instalaci髇 a un cortocircuito en el punto de conexi髇 a la red.
• - Informe con el contenido m醲imo de distorsi髇 arm髇ica garantizado:
  • - Bien a trav閟 de una previsi髇 a nivel de instalaci髇, seg鷑 se indica en CEI 61000-3-6, de los arm髇icos de tensi髇 e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsi髇 arm髇ica.
  • - o bien realizar medidas a nivel de instalaci髇 de los arm髇icos de tensi髇 e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsi髇 arm髇ica, en per韔dos m韓imos de una semana seg鷑 se indica en CEI 61000-4-30.
• - Nivel de tensi髇 (kV) de la red interna de conexi髇 de las unidades generadoras.
• - Esquema unifilar de protecci髇 de la instalaci髇 de producci髇 y de la instalaci髇 de enlace.

1.2.6.2 Datos del transformador de la instalaci髇 (en caso de ser este el transformador de conexi髇 a la red, ver punto 1.2.6.4).

• - Potencia nominal (MVA).
• - Tensi髇 nominal (kV) de primario y secundario.
• - Grupo de conexi髇.
• - P閞didas debidas a la carga (kW).
• - Tensi髇 de cortocircuito (%).
• - Impedancia homopolar (% en base m醧uina).

1.2.6.3 Datos de la l韓ea o cable de evacuaci髇 de cada instalaci髇 (en caso de ser esta la l韓ea o cable de conexi髇 a la red de transporte, ver punto 1.2.6.5). Ver l韓eas y cables de red observable.

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

1.2.6.5 Datos de la l韓ea o cable de evacuaci髇 (en su caso). Ver l韓eas y cables de transporte.

1.2.6.6 Datos de las protecciones.

• * Protecciones de la instalaci髇 de producci髇.
• . Condiciones de sincronismo para el acoplamiento. Automatismos y ajustes.
• * Protecciones asociadas a la instalaci髇 de enlace.
  • - Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de Criterios Generales de Protecci髇.
  • - Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (s�/no) con las protecciones de la red.
• * Teledisparo ante contingencias en la red.
  • - Capacidad de teledisparo (s�/no).
  • - Tiempo de actuaci髇 del teledisparo desde que se recibe la se馻l (indicar tambi閚 tiempos de apertura de interruptor).
  • - L骻ica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

1.2.7 Datos principales de los equipos de control de tensi髇 para las instalaciones de m醩 de 1 MW.

El OS podr� solicitar una descripci髇 de la implementaci髇 f韘ica del control de tensi髇 de r間imen permanente establecido en la instalaci髇 mostrando como participan las din醡icas fundamentales de los generadores individuales (inversores en su caso) as� como las din醡icas del control en el punto de conexi髇 a la red de la instalaci髇 de producci髇. En tal caso, se aportar醤 los correspondientes esquemas de bloques con los valores correspondientes de los par醡etros que en el esquema est醤 representados.

1.3 Informaci髇 de regulaci髇 primaria, secundaria y terciaria.

1.3.1 Informaci髇 de regulaci髇 primaria.

• - Disponibilidad de regulaci髇 primaria o regulaci髇 de velocidad (S�/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 regulaci髇 primaria propia, aportar documentaci髇 que acredite la prestaci髇 del servicio por otra unidad generadora, indicando:
  • - Unidad que presta el servicio.
  • - Confirmaci髇 de insensibilidad no superior a 10 mHz.
  • - Confirmaci髇 de banda muerta voluntaria nula.

1.3.2 Informaci髇 de regulaci髇 secundaria.

• - En caso de participaci髇 activa en el servicio:
  • - Informaci髇 detallada de la conexi髇 del sistema de regulaci髇 con el AGC: caracter韘ticas de la se馻l de consigna, procesamiento de la se馻l, l韒ites,...
  • - Potencia activa m醲ima y m韓ima de regulaci髇 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 escal髇.

1.3.3 Informaci髇 de regulaci髇 terciaria.

• - En el caso de generadores dependientes entre s�, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar tambi閚 los datos solicitados, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duraci髇, 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 participaci髇 activa en el servicio:
  • - Tiempo m韓imo de arranque:

    En fr韔 (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci髇).

    En caliente (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci髇).

  • - Tiempo m韓imo de arranque de programaci髇:

    Desde sincronizaci髇 hasta m韓imo t閏nico (min). Desglosar arranque en fr韔 y en caliente.

    Desde sincronizaci髇 hasta plena carga (min). Desglosar arranque en fr韔 y en caliente.

  • - Tiempo m韓imo de parada de programaci髇 (desde plena carga hasta desconexi髇) (min).
  • - M醲ima rampa ascendente de regulaci髇 terciaria (MW en 15 min).
  • - M醲ima rampa descendente de regulaci髇 terciaria (MW en 15 min).

2. Red de transporte.

2.1 Subestaciones.

• - Nombre de la subestaci髇.
• - Domicilio: municipio, c骴igo postal y provincia.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

2.2 Parques.

• - Nombre de la subestaci髇.
• - Tensi髇 (kV).
• - Coordenadas UTM del parque (dar un punto de referencia).
• - Configuraci髇.
• - Propietario de cada posici髇.
• - Propietario de cada barra.
• - Intensidad m醲ima de cortocircuito admisible de los distintos elementos del parque.
• - Poder de corte nominal en cortocircuito de los interruptores.
• - Esquemas unifilares de protecci髇 y medida.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
• - Protecciones:
  • - Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci髇). Indicar particularidades, en su caso.
  • - Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos. Tiempo cr韙ico contemplado.
  • - Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (S�/NO) con las protecciones de otros elementos.
  • - Esquema unifilar de protecci髇 y medida.
  • - Rel閟 de m韓ima tensi髇: l骻ica de disparo e interruptores sobre los que act鷄n.

2.3 L韓eas y cables.

• - Denominaci髇 de l韓ea.
• - Parques extremos de la l韓ea.
• - N鷐ero de circuitos y longitud en km.
• - Propietario o conjunto de propietarios y participaci髇 en su caso.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
• - Tensi髇 nominal de funcionamiento y m醲ima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variaci髇) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con caracter韘ticas homog閚eas.
• - Resistencia de secuencia directa (Ω).
• - Reactancia de secuencia directa (Ω).
• - Susceptancia de secuencia directa (礢).
• - Resistencia de secuencia homopolar (Ω).
• - Reactancia de secuencia homopolar (Ω).
• - Susceptancia de secuencia homopolar (礢).
• - Datos adicionales solo para l韓eas y cables de la red de transporte, propiamente dichos:
• - Valores estacionales (verano, oto駉, invierno, primavera) de:
  • - Capacidad nominal de transporte de la l韓ea (MVA).
  • - Elemento limitante.
  • - L韒ite t閞mico permanente del conductor (MVA).
• - Temperatura m醲ima de funcionamiento del conductor (0C).
• - Longitud en apoyos compartidos, en su caso (en una misma zanja o galer韆, si de cables aislados se trata).
• - Configuraci髇 de la l韓ea.
• - Conductor: Denominaci髇 / material / secci髇 total (mm²).
• - Cables de tierra: Denominaci髇 / material / secci髇 total (mm²).
• - Configuraci髇 de puesta a tierra (solo para cables aislados): Tipo/longitud de las secciones.
• - N鷐ero de conductores por fase.
• - Protecciones:
  • - Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci髇). Indicar particularidades, en su caso.
  • - Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos. Tiempo cr韙ico contemplado.
  • - Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (s�/no) con las protecciones de otros elementos.
  • - Esquema unifilar de protecci髇 y medida.
  • - Acopladores de red o teleacopladores: existencia y ajustes.
  • - Rel閟 de sincronismo: existencia y ajustes. Desglosar, en caso necesario, entre supervisi髇 del reenganche y del cierre voluntario.
  • - Rel閟 de m韓ima tensi髇: l骻ica de disparo e interruptores sobre los que act鷄n.
  • - Protecci髇 de sobretensi髇: existencia y ajustes.
  • - Dispositivos autom醫icos de reposici髇: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.
  • - Reenganche:

    Posici髇 del reenganchador en condiciones normales de operaci髇 (no activo/mono/mono+tri/tri).

    Extremo que lanza tensi髇 en el reenganche trif醩ico.

    Supervisi髇 de sincronismo en el reenganche trif醩ico (s�/no).

  • - Teledisparo:

    Teledisparo ante apertura voluntaria (s�/no).

    Teledisparo ante apertura de interruptor (s�/no).

2.4 Transformadores. Los transformadores que alimentan cargas y los conectados a redes no observables se tratan bajo el ep韌rafe 獻nstalaciones de consumo�.

• - Nombre de la subestaci髇 y parque del nivel de tensi髇 m醩 alto.
• - N鷐ero de orden.
• - Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci髇 con influencia en la red de transporte): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).
• - Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci髇 de tensi髇 superior a 10 kV con influencia en la red de transporte).
• - Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de enlace.
• - Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalaci髇 de enlace a la red.
• - Propietario o conjunto de propietarios y participaci髇 en su caso.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
• - Tipo de transformador: configuraci髇 (trif醩ico o banco), autotransformador / transformador, circuito magn閠ico (n.� de columnas).
• - Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).
• - Tipo de refrigeraci髇.
• - Tensi髇 nominal de cada arrollamiento (kV).
• - Tensi髇 m醲ima de servicio de cada arrollamiento (kV).
• - Grupo de conexi髇.
• - Tipo de regulaci髇 en cada arrollamiento (carga o vac韔). Posibilidad de regulaci髇 autom醫ica y de su bloqueo ante colapso.
• - N鷐ero de tomas en cada arrollamiento y extensi髇 de tomas (%). N鷐ero de la toma principal (correspondiente a la tensi髇 nominal del transformador), de la toma habitual (regulaci髇 en vac韔) y de la toma m醲ima. Para transformadores de generaci髇, adem醩, n鷐eros de la toma habitual (cambiador de tomas en vac韔) o de las m醩 frecuentes (cambiador de tomas en carga).
• - Relaci髇 de transformaci髇 entre primario y secundario para cada una de las posibles tomas del transformador o autotransformador.
• - P閞didas en el transformador:
  • - P閞didas debidas a la carga entre cada pareja de arrollamientos (kW).
  • - P閞didas en vac韔 (kW).
  • - P閞didas en los equipos auxiliares (kW).
• - Tensi髇 de cortocircuito entre cada pareja de arrollamientos en las tomas principal, m醲ima y m韓ima en su caso (%). Toma principal en transformadores de generaci髇.
• - Impedancias homopolares entre cada arrollamiento y su borne neutro en las tomas principal, m醲ima y m韓ima en su caso (% en base m醧uina). Toma principal en transformadores de generaci髇.
• - Datos adicionales para transformadores de la red de transporte y de la red observable, propiamente dichos:
  • - Protecciones:

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

    Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos. Tiempo cr韙ico contemplado.

    Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (S�/NO) con las protecciones de otros elementos.

    Esquema unifilar de protecci髇 y medida.

  • - Rel閟 de m韓ima tensi髇: l骻ica de disparo e interruptores sobre los que act鷄n.

    Protecci髇 de sobretensi髇: existencia y ajustes.

2.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.

• - Nombre de la subestaci髇 y parque en que se sit鷄.
• - Tipo (Reactancia o Condensador o Est醫ica; se replicar� la informaci髇 en caso de elementos con posibilidades de compensaci髇 inductiva y capacitiva).
• - N鷐ero de orden.
• - Tensi髇 nominal (kV).
• - Potencia nominal (MVAr).
• - Tensi髇 de conexi髇 (kV).
• - Situaci髇 (barras o terciario de transformador).
• - Propietario.
• - P閞didas en el hierro (kW).
• - P閞didas en el cobre (kW).
• - P閞didas totales incluidas adicionales (kW)
• - Tipo de conexi髇.
• - N鷐ero de escalones.
• - Para cada escal髇:
  • - N.� de bloques.
  • - Potencia nominal de cada bloque (MVAr).
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
• - Protecciones:
  • - Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci髇). Indicar particularidades, en su caso.
  • - Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos. Tiempo cr韙ico contemplado.
  • - Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (s�/no) con las protecciones de otros elementos.
  • - Esquema unifilar de protecci髇 y medida.
  • - Rel閟 de m韓ima tensi髇: l骻ica de disparo e interruptores sobre los que act鷄n.
  • - Protecci髇 de sobretensi髇: existencia y ajustes.
  • - Dispositivos autom醫icos de reposici髇: 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 ep韌rafe es de aplicaci髇 a los que alimentan cargas y a los conectados a redes no observables. Los transformadores de la red observable se tratan en el cap韙ulo de Red Observable.

• - Denominaci髇 de la instalaci髇.
• - N鷐ero de orden.
• - Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci髇 con influencia en la red de transporte): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).
• - Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci髇 de tensi髇 superior a 10 kV con influencia en la red de transporte).
• - Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalaci髇 de enlace a la red.
• - Propietario.
• - Domicilio de la instalaci髇. Municipio, c骴igo postal y provincia.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
• - Tipo de carga (red de distribuci髇, servicios auxiliares, consumidor).
• - Subestaci髇 y parque de conexi髇 a la red (nombre, kV).
• - Configuraci髇 general de la instalaci髇, modularidad y flexibilidad de funcionamiento.
• - Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (韓dices anuales y estacionales si procede).
• - R間imen de funcionamiento previsto. Previsi髇 de consumo (MW, MVAr) en el punto de conexi髇 a la red en las situaciones horarias y estacionales significativas, as� como energ韆 estimada anual.
• - Transformador de conexi髇 a la red.
• - Tipo de transformador: configuraci髇 (trif醩ico o banco), autotransformador /transformador, circuito magn閠ico (n.� de columnas)
• - Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).
• - Tensi髇 nominal y m醲ima de servicio de cada arrollamiento (kV).
• - Grupo de conexi髇.
• - P閞didas debidas a la carga (kW).
• - Tensi髇 de cortocircuito (%).
• - Impedancia homopolar (% en base m醧uina).
• - Caracter韘ticas principales de composici髇 de la carga (si procede):
  • - Proporci髇 de motores de inducci髇 (% sobre la carga total).
  • - Del resto de la carga que no se corresponda con motores de inducci髇:

    Proporci髇 asimilable a carga de potencia constante (%).

    Proporci髇 asimilable a carga de impedancia constante (% sobre).

    Proporci髇 asimilable a carga de intensidad constante (%).

• - Informaci髇 adicional para hornos de arco en corriente alterna:
  • - Tensi髇 de alta (kV).
  • - Tensi髇 de media (kV).
  • - Tensi髇 de baja (kV).
  • - Potencia del horno (MVA).
  • - Compensaci髇 de reactiva: tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexi髇.
  • - Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.
  • - Impedancia de la reactancia serie, si la hubiere.
  • - Impedancia de los cables de baja tensi髇, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexi髇 a la red hasta el electrodo.
  • - Cos φ de las impedancias anteriores.
• - Informaci髇 adicional para hornos de arco en corriente continua:
  • - Tensi髇 de alta (kV).
  • - Tensi髇 de media (kV).
  • - Tensi髇 de baja (kV).
  • - Potencia de rectificaci髇 (MW).
  • - N鷐ero de pulsos.
  • - Compensaci髇 de reactiva: tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexi髇.
  • - Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.
  • - Impedancia de los cables de baja tensi髇, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexi髇 a la red hasta el electrodo.
  • - Cos φ de la impedancia de los cables de baja tensi髇.
  • - Filtros de arm髇icos: orden de arm髇ico al que est� sintonizado cada filtro y potencia unitaria (MVAr).
• - L韓ea o cable de conexi髇 a la red de transporte (en su caso):
  • - N鷐ero de circuitos y longitud en km.
  • - Propietario o conjunto de propietarios y participaci髇 en su caso.
  • - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
  • - Tensi髇 nominal de funcionamiento y m醲ima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variaci髇) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con caracter韘ticas homog閚eas.
  • - Resistencia de secuencia directa (Ω).
  • - Reactancia de secuencia directa (Ω).
  • - Susceptancia de secuencia directa (礢).
  • - Resistencia de secuencia homopolar (Ω).
  • - Reactancia de secuencia homopolar (Ω).
  • - Susceptancia de secuencia homopolar (礢).
  • - Protecciones:

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

Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos. Tiempo cr韙ico contemplado.

Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (S�/NO) con las protecciones de otros elementos.

Esquema unifilar de protecci髇 y medida.

Rel閟 de m韓ima tensi髇: l骻ica de disparo e interruptores sobre los que act鷄n.

Protecci髇 de sobretensi髇: existencia y ajustes.

Caracter韘ticas y ajuste del rel� de frecuencia:

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

Temporizaci髇: Rango de ajuste y valor de ajuste (s).

Existencia de mecanismo de reposici髇 (s�/no). En caso afirmativo, confirmar su no habilitaci髇.

Cargas m韓ima y m醲ima desconectadas por el rel� (MW).

Identificaci髇 del interruptor sobre el que act鷄 el rel�.

Dispositivos autom醫icos de reposici髇 no asociados al rel� de frecuencia: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

4. Elementos de almacenamiento. Las instalaciones de almacenamiento de energ韆 a afectos de la informaci髇 estructural a remitir al OS ser醤 consideradas tanto como instalaciones de producci髇 como de consumo, por lo que le ser醤 de aplicaci髇 los apartados 1 y 3 de este anexo, en base a las caracter韘ticas t閏nicas de las mismas. Adicionalmente se requiere la siguiente informaci髇:

• - Tecnolog韆 de almacenamiento empleada.
• - Capacidad de almacenamiento energ閠ico (MWh).
• - Capacidad de arranque aut髇omo.

5. Red observable.

5.1 Subestaciones.

• - Nombre de la subestaci髇.
• - Domicilio: municipio, c骴igo postal y provincia.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

5.2 Parques.

• - Nombre de la subestaci髇.
• - Tensi髇 (kV).
• - Configuraci髇. Unifilar de detalle.
• - Propietario de cada posici髇.
• - Propietario de cada barra.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

5.3 L韓eas y cables.

• - Denominaci髇 de l韓ea.
• - Parques extremos de la l韓ea.
• - N鷐ero de circuito y longitud en km.
• - Propietario o conjunto de propietarios y participaci髇 en su caso.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).
• - Resistencia de secuencia directa (Ω).
• - Reactancia de secuencia directa (Ω).
• - Susceptancia de secuencia directa (礢).
• - Resistencia de secuencia homopolar (Ω).
• - Reactancia de secuencia homopolar (Ω).
• - Susceptancia de secuencia homopolar (礢).
• - Datos adicionales en caso de l韓eas y cables de la red observable, propiamente dichos:
• - Capacidad nominal de transporte de la l韓ea (MVA), valores estacionales (verano, oto駉, invierno, primavera).

5.4 Transformadores. Los transformadores conectados a la red de transporte se tratan en el cap韙ulo de 玆ed de Transporte�.

5.5 Elementos de control de potencia reactiva. El presente ep韌rafe es de aplicaci髇 a los elementos directamente conectados a nudos de la red observable.

• - Nombre de la subestaci髇 y parque en que se sit鷄.
• - Tipo (Reactancia o Condensador o Est醫ica).
• - N鷐ero de orden.
• - Propietario.
• - Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇 en su caso).
• - Tensi髇 nominal (kV).
• - Potencia nominal (MVAr).

ANEXO II
Informaci髇 que se enviar� al OS en tiempo real

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

1. Informaci髇 de la red de transporte y de la red observable que se enviar� al OS en tiempo real.

1.1 Interruptores.

• - Se馻lizaciones.
  • * Posici髇 de los interruptores.

1.2 Seccionadores.

• - Se馻lizaciones.
  • * Posici髇 de los seccionadores.

1.3 L韓eas.

• - Medidas.
  • * Potencia activa (MW).
  • * Potencia reactiva (MVAr).

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

• - Se馻lizaciones.
  • * Posici髇 de los interruptores.
  • * Posici髇 de los seccionadores.
  • * Control autom醫ico de tensi髇 (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).
  • * Posici髇 del regulador en vac韔 (si existe y s髄o transformadores).
  • * Potencia reactiva en reactancias (MVAr).

1.5 Acoplamiento de barras.

• - Se馻lizaciones.
  • * Posici髇 de los interruptores.
  • * Posici髇 de los seccionadores.
• - Medidas.
  • * Potencia activa (MW).
  • * Potencia reactiva (MVAr).

1.6 Barras.

• - Medidas.
  • * Tensi髇 por secci髇 de barra (kV).
  • * Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz).

2. Informaci髇 de las instalaciones de producci髇 y de las instalaciones de generaci髇 asociada a autoconsumo que se enviar� 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 generaci髇.

2.1 Grupos t閞micos y grupos hidr醬licos con capacidad de regulaci髇.

• - Se馻lizaciones.
  • * Estado local/remoto de regulaci髇 del grupo.
  • * Tipo de regulaci髇, control/no control.

2.2 Instalaciones de producci髇 de categor韆 A:

• - Se馻lizaciones.
  • * Posici髇 de los interruptores de grupo.
• - Medidas.
  • * Potencia activa en alta del transformador de m醧uina (MW).
  • * Potencia reactiva en alta del transformador de m醧uina (MVAr).
  • * Potencia activa en baja del transformador de m醧uina (MW).
  • * Potencia reactiva en baja del transformador de m醧uina (MVAr).
  • * Tensi髇 de generaci髇.

2.3 Instalaciones de generaci髇 de categor韆 B.

• - Se馻lizaciones.
  • * Posici髇 de los interruptores de grupo.
• - Medidas.
  • * Potencia activa en alta del transformador de m醧uina (MW).
  • * Potencia reactiva en alta del transformador de m醧uina (MVAr).
  • * Medidas de tensi髇 en barras de central (kV).
  • * En el caso de instalaciones de bombeo puro: horas de bombeo y turbinaci髇 disponibles (horas*grupo). Con actualizaci髇 horaria.
  • * En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del art韈ulo 2 del Real Decreto 413/2014:
  • - Potencia m醲ima producible en las condiciones actuales (MW).
  • - Producci髇 horaria esperada en las horas h+1, h+2, h+3 y h+4 (MWh). Con actualizaci髇 horaria.

2.4 Instalaciones de generaci髇 con obligaci髇 de adscripci髇 a un centro de control de generaci髇.

• - Se馻lizaciones.
  • * Estado de conexi髇 de la instalaci髇 con la red de distribuci髇 o de transporte.
• - Medidas.
  • * Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalaci髇, descontando los consumos propios de las unidades de generaci髇.
  • * Potencia reactiva producida/absorbida (MVAr) por el conjunto de la instalaci髇, descontando los consumos propios de las unidades de generaci髇.
  • * Medida de tensi髇 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 art韈ulo 2 del Real Decreto 413/2014:

  • * Potencia m醲ima producible en las condiciones actuales (MW).
  • * Producci髇 horaria esperada en las horas h+1, h+2, h+3 y h+4 (MWh). Con actualizaci髇 horaria.

2.5 Resto de instalaciones de generaci髇 con obligaci髇 de env韔 de telemedidas en tiempo real.

• - Medidas.
  • * Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalaci髇, descontando los consumos propios de las unidades de generaci髇.

2.6 Compensadores s韓cronos.

• - Se馻lizaciones.
  • * Estado de conexi髇.
• - Medidas.
  • * Potencia reactiva (MVAr).
  • * Tensi髇 (kV).

2.7 Instalaciones de producci髇 del tipo descrito en la DT und閏ima Real Decreto 738/2015.

Para las instalaciones que por sus caracter韘ticas singulares no puedan incluirse dentro de ninguna de las tecnolog韆s definidas en el art韈ulo 2 el operador del sistema podr� requerir la informaci髇 en tiempo real que considere necesaria para ejercer sus funciones.

3. Instalaciones de almacenamiento. Para las instalaciones de almacenamiento se requiere, adem醩 de lo propio para una instalaci髇 de generaci髇 y consumo, lo siguiente:

• - Medidas.
  • * Uso de la capacidad energ閠ica disponible.

ANEXO III
Informes de incidentes

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

• a) Fecha y hora del incidente.
• b) Instalaciones de transporte, distribuci髇 y/o elementos del sistema el閏trico directamente involucrados y afectados por el incidente, duraci髇 de la p閞dida de servicio (con indicaci髇 de si se trata de dato o previsi髇).
• c) Afectaci髇 directa a los consumidores finales: ubicaci髇 (municipio y provincia), tipo (urbana, semiurbana, rural concentrada y rural dispersa) y n鷐ero de clientes afectados (con detalle espec韋ico del n鷐ero de clientes de cada uno de los tipos anteriores), demanda (en MW) interrumpida, energ韆 no suministrada (en MWh) y la duraci髇 de la interrupci髇 (con indicaci髇 de si se trata de dato o previsi髇). Asimismo se dar� informaci髇 lo m醩 detallada posible de la reposici髇 del servicio, indicando las potencias y los tiempos de interrupci髇 correspondientes a cada etapa de la reposici髇. En caso de que exista punto frontera, se especificar� la informaci髇 anterior desagregada por cada uno de los puntos frontera.
• d) Afectaci髇 a la generaci髇: grupo o grupos afectados, generaci髇 interrumpida (MW) y duraci髇 de la interrupci髇 (con indicaci髇 de si se trata de dato o previsi髇). Da駉s constatados.
• e) Descripci髇 del incidente (cronolog韆 de eventos, actuaci髇 de sistemas de protecci髇 y automatismos,.).
• f) Otra documentaci髇 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 regulaci髇 vigente.

P.O. 9 Informaci髇 intercambiada por el operador del sistema

1. Objeto. Constituye el objeto de este procedimiento de operaci髇:

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

2. 羗bito de aplicaci髇. El presente procedimiento de operaci髇 es de aplicaci髇 a los sujetos definidos en el art韈ulo 6 de la Ley 24/2013 del Sector El閏trico, de 27 de diciembre, o normativa que la sustituya, y que realicen su actividad dentro del 醡bito peninsular, as� como a otras entidades participantes en el proceso de la operaci髇 conforme a la regulaci髇 vigente.

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

• a) Datos estructurales del sistema el閏trico.
• b) Informaci髇 para la programaci髇 de la operaci髇 en el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica e informaci髇 de la operaci髇 que debe recibir el OS (Sistema SIOS).
• c) Informaci髇 sobre las medidas el閏tricas (Sistema SIMEL).
• d) Informaci髇 de telemedidas en tiempo real (Sistema de Tiempo Real STR).
• e) Informaci髇 de car醕ter general relativa a la operaci髇 del sistema.
• f) Informaci髇 de incidentes en el sistema el閏trico.
• g) Informaci髇 del servicio de gesti髇 de la demanda de interrumpibilidad (Sistema SCECI).

Los sujetos deber醤 facilitar al OS toda la informaci髇 requerida, de acuerdo con lo establecido en el presente procedimiento, y ser醤 responsables de hacer llegar al OS, sin dilaci髇, cualquier posible actualizaci髇 de la informaci髇 previamente comunicada. En el caso de los requerimientos de informaci髇 correspondientes a los ep韌rafes b, c, d y g, los sujetos ser醤 responsables de depositar en los propios sistemas de informaci髇 del OS la informaci髇 recogida en el presente procedimiento, as� como de proveer los mecanismos de comunicaci髇 necesarios y hacerse cargo de sus costes.

El OS pondr� a disposici髇 de los sujetos la informaci髇 a la que tengan derecho de la indicada en este procedimiento a trav閟 de los medios definidos y en los plazos establecidos en este procedimiento de operaci髇.

4. Car醕ter y tratamiento de la informaci髇. La informaci髇 recibida por el OS y a la que resulte de aplicaci髇 el presente procedimiento de operaci髇 ser� gestionada por el OS con los siguientes criterios generales en cuanto al car醕ter y tratamiento de la informaci髇:

• a) Se considera informaci髇 confidencial aquella de la que solo dispone el sujeto titular de la informaci髇 generada, y que no puede ser difundida a otros sujetos ni a terceros sin previa autorizaci髇 expresa por parte del sujeto titular de la informaci髇 o, en su caso, transcurridos los plazos y en la forma y condiciones previstos en el presente procedimiento de operaci髇. El OS mantendr� la confidencialidad de la informaci髇 recibida.
• b) Se considera informaci髇 de car醕ter p鷅lico, aquella que puede ser difundida tanto a otros sujetos como a terceros, en la forma y condiciones previstos en el presente procedimiento de operaci髇. Se refiere tanto a los datos recibidos por el OS como a los resultados de los procesos de operaci髇 competencia del OS.

No obstante, lo anterior, podr醤 disponer de toda la informaci髇, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia.

Los gestores de la red de distribuci髇 podr醤 disponer de la informaci髇 confidencial expl韈itamente indicada en cada apartado del presente procedimiento relativa a las instalaciones en servicio conectadas en las redes de distribuci髇 bajo su gesti髇.

El OS, en caso de considerar necesaria la inclusi髇 de la informaci髇 indicada en cada apartado del presente procedimiento que no corresponda a la propia zona del gestor de una red de distribuci髇, podr� determinar una propuesta de red observable para este gestor, incluyendo la exposici髇 de motivos por los cuales se considera necesaria la inclusi髇 de esta informaci髇 adicional.

Se entiende como red observable por un distribuidor la constituida por aquellas otras instalaciones cuya topolog韆 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 precisi髇, seg鷑 se disponga normativamente. Los gestores de la red de distribuci髇 no podr醤 comunicar la informaci髇 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 distribuci髇 que forme parte de la red observable por ellos mismos a un tercero sin la autorizaci髇 del sujeto al que pertenece la informaci髇.

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

Los sujetos podr醤 tener acceso a la informaci髇 por ellos aportada.

5. Datos estructurales del sistema el閏trico.

5.1 Descripci髇 de la informaci髇. Son los datos de las instalaciones de la red de transporte y de la red observable, as� como de las instalaciones de producci髇, consumidores y elementos de control y protecci髇, que el OS precisa para ejercer sus funciones.

Est醤 igualmente contemplados los elementos en proyecto y construcci髇 y los elementos planificados, con los valores disponibles, si bien estos se considerar醤 provisionales hasta su puesta en servicio.

5.2 Sujetos y responsabilidades. El OS ser� 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 aplicaci髇 el presente procedimiento de operaci髇 vendr醤 obligados a suministrar al OS la informaci髇 necesaria de los elementos pertenecientes a las instalaciones de su propiedad o bajo su gesti髇 para mantener el archivo de los datos estructurales actualizado y fiable.

5.3 Detalle de la informaci髇. La informaci髇 responder� a la siguiente estructura:

• - Instalaciones de producci髇.
• - Instalaciones de consumo.
• - Red de Transporte.
• - Red Observable del OS.

Sin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementaci髇 del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisi髇 de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gesti髇 de la red de transporte de electricidad, la relaci髇 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 informaci髇 dentro del ejercicio de las funciones del OS resulte insuficiente por ser requerida diferente o mayor informaci髇 para poder efectuar an醠isis de seguridad y estudios de funcionamiento del sistema el閏trico menos habituales o m醩 espec韋icos, este podr� requerir dicha informaci髇 adicional a los sujetos justificando y poniendo en conocimiento tal circunstancia a la Administraci髇 competente en materia de energ韆 y los sujetos vendr醤 obligados a suministrar tal informaci髇 salvo valoraci髇 en sentido contrario por parte de la mencionada administraci髇.

5.4 Car醕ter de la informaci髇. La informaci髇 relativa a datos estructurales del sistema el閏trico tendr� car醕ter confidencial, de acuerdo con lo previsto en el apartado 4. No obstante lo anterior, la informaci髇 relativa al comportamiento est醫ico de las instalaciones en servicio que constituyen la red de transporte, podr� ser puesta a disposici髇 de los sujetos no titulares de la informaci髇 generada.

En el caso de que el OS necesite comunicar informaci髇 confidencial (excluyendo la informaci髇 relativa a los c骴igos fuente de los modelos que caracterizan el comportamiento din醡ico de las instalaciones, que no podr� ser transmitida en ning鷑 caso) a un tercero para el cumplimiento de sus funciones y obligaciones, ser� necesaria previamente la firma de un acuerdo de confidencialidad entre el receptor de la informaci髇 y el OS que establezca, entre otros aspectos, el uso exclusivo de la informaci髇 para los fines acordados, minimizando, en todo caso, el volumen de informaci髇 transmitida.

Los gestores de la red de distribuci髇 podr醤 disponer de la informaci髇 confidencial (excluyendo la informaci髇 relativa a los c骴igos fuente de los modelos que caracterizan el comportamiento din醡ico de las instalaciones) relativa a las instalaciones en servicio conectadas en las redes de distribuci髇 bajo su gesti髇.

5.5 Plazos. La informaci髇 deber� ser comunicada al OS en los plazos requeridos en el procedimiento de operaci髇 que regula las solicitudes de acceso para la conexi髇 de nuevas instalaciones a la red de transporte, en los casos de alta o de modificaci髇 de dise駉 o de baja de alg鷑 elemento.

Cuando la actualizaci髇 sea consecuencia de pruebas posteriores que hayan verificado alg鷑 valor distinto al anterior, o por haberse detectado alg鷑 valor err髇eo u obsoleto, la comunicaci髇 al OS deber� producirse en el menor plazo posible.

Tras un suceso imprevisto, o con antelaci髇 a un suceso programado, en una instalaci髇 de consumo o distribuci髇 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 proceder� conforme a los plazos indicados en el apartado 9.4.2.

El OS pondr� a disposici髇 de cada responsable del suministro de informaci髇 los datos actualizados de los que dispone, con objeto de que 閟te 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 informaci髇. La informaci髇 se archivar� en la Base de Datos Estructural del Sistema El閏trico (BDE).

El OS definir� el soporte inform醫ico empleado y habilitar� las plantillas para el intercambio de la informaci髇.

6. Informaci髇 para la programaci髇 de la operaci髇 en el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica e informaci髇 de la operaci髇 que debe recibir el OS (Sistema SIOS).

6.1 Descripci髇 de la informaci髇. Los datos que, en el cumplimiento de sus funciones, el OS debe manejar para realizar los procesos de programaci髇 de la operaci髇 en el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica que tiene encomendados, desde la comunicaci髇 a los Sujetos del Mercado de informaci髇 previa a los mercados diario e intradiario, la asignaci髇 de capacidad de intercambio, la nominaci髇 de los contratos bilaterales, la asignaci髇 de los servicios de ajuste del sistema y la comunicaci髇 de desv韔s e indisponibilidades al OS, hasta el establecimiento de cada una de las programaciones horarias, incluyendo la programaci髇 en las interconexiones internacionales, ser醤 gestionados por el Sistema SIOS. Esta informaci髇 ser� posteriormente utilizada en los procesos liquidatorios que son responsabilidad del OS.

El SIOS tambi閚 gestionar� toda aquella informaci髇 facilitada por los Sujetos del Mercado al OS necesaria para mantener las series estad韘ticas relativas a los balances energ閠icos y al funcionamiento del sistema, as� como para realizar la previsi髇 de cobertura y an醠isis de seguridad.

6.2 Sujetos a los que aplica. Los intercambios de informaci髇 realizados a trav閟 del sistema SIOS afectan a los sujetos del sistema que act鷄n en el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica 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 programaci髇 de la operaci髇 en el mercado de producci髇, conforme a la regulaci髇 vigente.

6.3 Intercambios de informaci髇. El OS podr� establecer con el exterior intercambios de informaci髇 en ambos sentidos:

• - Informaci髇 comunicada por el OS.
• - Informaci髇 comunicada al OS.

En el anexo II se encuentra el detalle de la informaci髇 asociada al proceso de programaci髇 de la operaci髇 en el mercado de producci髇.

En el anexo III se detalla la informaci髇 a facilitar por los Sujetos del Mercado al OS necesaria para mantener las series estad韘ticas relativas a los balances energ閠icos y al funcionamiento del sistema, as� como para realizar la previsi髇 de cobertura y an醠isis de seguridad.

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

• - Sistema e穝ios, que realizar� los procesos de subasta, c醠culo, registro y archivo de datos intermedios y resultados de los procesos de programaci髇 de la operaci髇 en el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica.
• - Sistema OSbi, que realizar� el archivo, gesti髇 y publicaci髇 de la informaci髇 hist髍ica asociada a los procesos anteriores.

6.5 Sistema de gesti髇 de datos estructurales para la programaci髇 de la operaci髇 en el mercado de producci髇. Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS en relaci髇 con la programaci髇 de la operaci髇 del sistema en el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica es necesario conocer y mantener la informaci髇 relativa a los SM, Unidades de Programaci髇 (UP), Unidades de Oferta (UO) y F韘icas (UF), Contratos Bilaterales, as� como una serie de datos adicionales y par醡etros t閏nicos.

Toda esta informaci髇 se recoge bajo el nombre de Sistema de Gesti髇 de Datos Estructurales del SIOS (GDE).

Los datos tratados se agrupar醤 de la siguiente manera:

• - Informaci髇 sobre Sujetos del Mercado: datos de los Sujetos del Mercado y en su caso, de sujetos que act鷄n en representaci髇 de otros.
• - Informaci髇 sobre Unidades de Programaci髇 y su relaci髇 con las Unidades de oferta utilizadas en los mercados diario e intradiario.
• - Informaci髇 sobre unidades de programaci髇 y su desagregaci髇 en unidades f韘icas y unidades f韘icas equivalentes.
• - Informaci髇 de car醕ter diverso: Tipos de mercado, tipos de unidad, tarjetas de seguridad.
• - Diversos tipos de par醡etros que afectan al sistema.
• - Informaci髇 sobre las distintas sesiones que componen y definen los diferentes mercados gestionados por el OS.

Sin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementaci髇 del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisi髇 de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gesti髇 de la red de transporte de electricidad, los datos de car醕ter estructural correspondientes a la unidad f韘ica y de programaci髇 ser醤 los que se desglosan en detalle en el apartado 1.3 del Anexo I.

6.5.1 Visualizaci髇 de la informaci髇 estructural. Mediante la p醙ina Web de Sujetos del Mercado del e穝ios: https://sujetos.esios.ree.es, los SM podr醤 acceder a la informaci髇 estructural confidencial correspondiente a:

• - Unidades de Programaci髇 (incluidas Unidades de Programaci髇 Gen閞icas) de su propiedad o a las que representen en el mercado de producci髇.
• - Unidades f韘icas de su propiedad o a las que representen en el mercado de producci髇.
• - Contratos bilaterales en los que participen Unidades de Programaci髇 de su propiedad o a las que representen en el mercado de producci髇.
• - Unidades de Prestaci髇 del Servicio de Control de Tensi髇.

Asimismo, mediante la p醙ina web dispuesta para este fin por el OS, los SM tendr醤 acceso a la informaci髇 estructural no confidencial correspondiente a Unidades de Programaci髇, Unidades f韘icas, Zonas de Regulaci髇 y Sujetos del Mercado.

6.5.2 Solicitud de modificaci髇 de informaci髇 estructural del SIOS. La modificaci髇 de la informaci髇 estructural ser� solicitada mediante el correspondiente formulario disponible en la p醙ina Web de Sujetos del Mercado del e穝ios: https://sujetos.esios.ree.es, debidamente cumplimentado por el SM y acompa馻do del soporte documental justificativo del cambio.

Una vez revisada la modificaci髇 solicitada por el SM, el OS comunicar� al SM la fecha para la cual se realizar� el cambio solicitado, o bien, en su caso, el motivo de la no realizaci髇 del mismo.

6.6 Requisitos t閏nicos. En la ejecuci髇 de los procesos e intercambios de informaci髇 sobre los datos gestionados y almacenados por el SIOS, el OS deber� garantizar:

• a) Confidencialidad absoluta y a toda prueba de la informaci髇 propiedad de cada Sujeto del Mercado (SM).
• b) Acuse de recibo a cada Sujeto de Mercado de sus ofertas, con indicaci髇 de fecha y hora.
• c) Sistema de acceso remoto, r醦ido, fiable y f醕ilmente utilizable.

Con objeto de garantizar la m醲ima disponibilidad, los Sistemas de Informaci髇 del SIOS ser醤 sistemas redundantes. Adem醩, el e穝ios dispondr� de un sistema de respaldo en una localizaci髇 diferente del sistema principal. El OS informar� 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穝ios se ejecutar醤 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 programaci髇 de la operaci髇, conforme a la regulaci髇 vigente, el disponer de los medios de comunicaci髇 con este centro de respaldo utilizando los modos de acceso definidos por el OS.

6.6.1 Medios de intercambio de informaci髇. La comunicaci髇 entre el OS, el OM y los Sujetos del Mercado y otras entidades participantes en el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica conforme a la normativa vigente, as� como la divulgaci髇 de la informaci髇 p鷅lica de libre acceso se har� por medios electr髇icos de intercambio de informaci髇, utilizando en cada momento las tecnolog韆s que, en conformidad con los requisitos indicados en este apartado, sean m醩 adecuadas.

La adopci髇 de nuevos medios electr髇icos de intercambio de informaci髇, as� como la suspensi髇 de la utilizaci髇 de alguno de los existentes, se comunicar� a los usuarios con la suficiente antelaci髇 de forma que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informaci髇.

El OS publicar� los medios electr髇icos disponibles de intercambio de informaci髇 y sus caracter韘ticas, aquellos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, as� como los plazos previstos para ello.

6.6.2 Comunicaciones. Para la realizaci髇 de los intercambios de informaci髇, el OS dispondr� diversos medios alternativos de uso com鷑 para el acceso tanto al sistema principal como al de respaldo, y comunicar� a los usuarios los detalles t閏nicos necesarios para el acceso y los procedimientos de actuaci髇 en caso de conmutaci髇 entre los dos sistemas.

La instalaci髇, mantenimiento y configuraci髇 de los canales de comunicaci髇 para acceder al SIOS ser� responsabilidad y correr� a cargo de los usuarios, salvo acuerdo bilateral expreso contrario. El OS indicar� 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 programaci髇 de la operaci髇 en el mercado de producci髇 o del p鷅lico en general, se har� en funci髇 del car醕ter de la informaci髇 a la que se tiene acceso, ya sea p鷅lica o confidencial.

Seg鷑 el tipo de informaci髇, existir醤 dos servicios de acceso: Privado y p鷅lico.

El servicio privado estar� reservado 鷑icamente a los Sujetos del Mercado, al OM y a otras entidades involucradas en el proceso de programaci髇 del mercado de producci髇 conforme a la normativa vigente.

Los servicios de acceso, tanto privados como p鷅licos utilizar醤 las tecnolog韆s m醩 adecuadas en cada caso. Las direcciones electr髇icas de los servicios de acceso privado y p鷅lico ser醤 facilitadas por el OS.

a) Servicio de acceso p鷅lico: Para la utilizaci髇 del servicio de acceso p鷅lico no ser� necesario ning鷑 tipo de certificado.

b) Servicio de acceso privado: Para la utilizaci髇 del servicio de acceso privado ser� 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 utilizaci髇 de los siguientes elementos:

• a) Canal de comunicaci髇 cifrado para asegurar la privacidad de la informaci髇 intercambiada.
• b) Uso de certificados digitales para la autenticaci髇 al realizar las conexiones con el SIOS, la firma de los documentos electr髇icos que constituyen los intercambios de informaci髇, y garantizar el no repudio de dichos documentos.

Los certificados del apartado b) anterior se emitir醤 almacenados en un fichero en alguno de los formatos est醤dar del mercado. El fichero estar� protegido por una contrase馻 para evitar su utilizaci髇 indebida. Los SM y otros sujetos y entidades de mercado de producci髇 podr醤 solicitar uno o varios certificados digitales.

Ser� responsabilidad del titular de cada certificado la guarda y custodia del mismo. Asimismo, en caso de robo o extrav韔 deber� 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 ser醤 emitidos por el OS actuando como Autoridad Certificadora. Los usuarios reconocen al OS como Autoridad Certificadora de confianza por el mero hecho de la utilizaci髇 del certificado digital.

Los certificados digitales se emitir醤 con fecha de caducidad. Ser� responsabilidad del usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar, en su caso, la renovaci髇 del certificado con una antelaci髇 no inferior a 5 d韆s laborables respecto a la fecha de caducidad.

Asimismo, ser� responsabilidad del SM o entidad de mercado solicitar la anulaci髇 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 informaci髇. Todos los intercambios de informaci髇 se realizar醤 mediante documentos electr髇icos de contenido y formato determinados, que ser醤 publicados por el OS en el SIOS. Utilizando estos documentos electr髇icos los SM, OM y otros sujetos o entidades participantes en el mercado de producci髇 remitir醤 al SIOS la informaci髇 correspondiente, por los medios que se establezcan, y en los horarios especificados en los correspondientes procedimientos de operaci髇.

Los documentos electr髇icos intercambiados con los Sujetos del Mercado y otros sujetos y entidades del mercado el閏trico, y su contenido, formato y plazos de publicaci髇 o recepci髇 por el OS, se describen en un 鷑ico documento denominado 獻ntercambio de Informaci髇 con el Operador del Sistema�, organizado en una serie de vol鷐enes:

• - Volumen 1. Mercado de Producci髇 de energ韆 el閏trica.
• - Volumen 2. Liquidaciones.
• - Volumen 3. Control de Tensi髇.
• - Volumen 4. Previsi髇 Cobertura y An醠isis.

Estos vol鷐enes y sus modificaciones ser醤 publicados, con la antelaci髇 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 publicaci髇 o recepci髇 por el OS, se describen en el documento denominado 玀odelo de Ficheros para el Intercambio de Informaci髇 entre el OS y el OM� que ser� publicado conjuntamente por el OS y el OM por los medios que cada operador establezca.

7. Informaci髇 sobre las medidas el閏tricas (SIMEL).

7.1 Descripci髇 de la informaci髇. El Concentrador Principal (o Sistema de Informaci髇 de Medidas, SIMEL) es el sistema de informaci髇 que recoge de forma centralizada las medidas del sistema el閏trico nacional. El SIMEL est� constituido por un sistema inform醫ico que recibe, trata, almacena y difunde los datos de los equipos de medida necesarios para el c醠culo y la comprobaci髇 de las liquidaciones, de acuerdo con los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones t閏nicas complementarias y los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas.

La base de datos del SIMEL recoge los datos necesarios para la gesti髇 del sistema de medidas y contendr� al menos la siguiente informaci髇:

• a) Informaci髇 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 t閏nicas complementarias y los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas:
  • - Puntos de Medida.
  • - Puntos frontera.
  • - Relaciones de puntos de medida con los puntos frontera.
  • - Contadores.
  • - Registradores.
  • - Transformadores de medida.
• b) Informaci髇 de medidas de energ韆 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 t閏nicas complementarias y los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas:
  • - Medidas horarias en los puntos de medida.
  • - Medidas horarias calculadas en los puntos frontera.
  • - Medidas de generaci髇 neta cuando sea de aplicaci髇.
  • - Medidas horarias calculadas en las Unidades F韘icas
• c) Informaci髇 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 t閏nicas complementarias y los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas.
• d) Informaci髇 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 t閏nicas complementarias y los procedimientos de medidas. Adicionalmente, a efectos de liquidaci髇, el SIMEL recibir� 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, seg鷑 lo indicado en los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas.
• e) Adicionalmente dispondr� de otra informaci髇 que incluir� al menos:
  • - Medidas horarias calculadas en las Unidades de Programaci髇.
  • - P閞didas 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 informaci髇 del SIMEL, de forma que se garantiza su confidencialidad. Podr醤 acceder a SIMEL los participantes en la medida, esto es, los titulares de las instalaciones a ambos lados de un punto frontera, as� como el encargado de la lectura, los comercializadores, consumidores conectados a la red de transporte, consumidores interrumpibles, interlocutores 鷑icos de nudo, centros de control y otros sujetos que, sin tener instalaciones, hayan establecido contratos de compraventa de energ韆 el閏trica en ese punto.

7.3 Intercambios de informaci髇. El SIMEL recibir� y gestionar� la informaci髇 intercambiada entre los puntos frontera del sistema el閏trico espa駉l de acuerdo con los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones t閏nicas complementarias y los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas.

El OS gestionar� el acceso a la informaci髇 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 t閏nicas complementarias y los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas.

• - Informaci髇 p鷅lica: El OS publicar� diversos informes de car醕ter general elaborados a partir de los datos de energ韆 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 t閏nicas complementarias y los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas. Esta informaci髇 estar� disponible en la p醙ina Web dispuesta para este fin por el OS.
• - Informaci髇 confidencial para los participantes del sistema de medidas: La informaci髇 contenida en SIMEL ser� de car醕ter confidencial, de forma que 鷑icamente cada participante del sistema de medidas podr� acceder a los datos de los puntos frontera y/o agregaciones de los que es part韈ipe.

Cada participante del sistema de medidas podr� consultar al menos la siguiente informaci髇 residente en SIMEL, a trav閟 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 t閏nicas complementarias y los Procedimientos de Operaci髇 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 generaci髇 neta cuando sean de aplicaci髇 de los que el OS es el encargado de la lectura.
• - Configuraci髇 de c醠culo 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 liquidaci髇, agregaciones de puntos fronteras seg鷑 lo indicado en los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas).
• - Medidas horarias para puntos fronteras de las que el distribuidor es el encargado de la lectura.

Adicionalmente el OS publicar� e intercambiar� informaci髇 de datos estructurales y de medidas con los concentradores secundarios de acuerdo al protocolo definido en el procedimiento de operaci髇 por el que se definen los sistemas de comunicaci髇 con los concentradores de medidas el閏tricas.

La informaci髇 sobre medidas el閏tricas estar� disponible en el SIMEL durante un periodo m韓imo de seis a駉s naturales, contados a partir del 1 de enero del a駉 siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a informaci髇 de m醩 de dos a駉s de antig黣dad podr� requerir un procedimiento especial.

7.4 Requisitos t閏nicos. En la ejecuci髇 de los procesos e intercambios de informaci髇 sobre los datos gestionados y almacenados por SIMEL, el OS deber� garantizar:

• a) Confidencialidad absoluta y a toda prueba de la informaci髇 propiedad de cada participante del sistema de medidas
• c) Sistema de acceso remoto, r醦ido, fiable y f醕ilmente utilizable.

Con objeto de garantizar la m醲ima disponibilidad, el SIMEL es un sistema redundante. Adem醩, el SIMEL dispondr� de un sistema de respaldo en una localizaci髇 diferente del sistema principal.

7.4.1 Base de dato de SIMEL. El OS mantendr� en su base de datos toda la informaci髇 necesaria para la correcta gesti髇 del sistema de medidas que est� bajo su responsabilidad.

La base de datos de SIMEL cumplir� los siguientes requisitos:

• a) Dimensionamiento adecuado para permitir el almacenamiento de toda la informaci髇.
• b) Toda la informaci髇 de las bases de datos estar� validada.
• c) Integridad referencial de los datos grabados.
• d) Gesti髇 hist髍ica asociada a toda la informaci髇.

7.4.2 Medios de intercambio de informaci髇. La comunicaci髇 entre el OS y los participantes del sistema de medidas, as� como la divulgaci髇 de la informaci髇 p鷅lica de libre acceso se har� por medios electr髇icos de intercambio de informaci髇, utilizando en cada momento las tecnolog韆s que, en conformidad con los requisitos indicados en este apartado 7, sean m醩 adecuadas.

La adopci髇 de nuevos medios electr髇icos de intercambio de informaci髇, as� como la suspensi髇 de la utilizaci髇 de alguno de los existentes, se comunicar� a los usuarios con la suficiente antelaci髇 de forma que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informaci髇.

El OS publicar� los medios electr髇icos disponibles de intercambio de informaci髇 y sus caracter韘ticas, aquellos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, as� como los plazos previstos para ello.

7.4.3 Comunicaciones Para la realizaci髇 de los intercambios de informaci髇, el OS dispondr� diversos medios alternativos de uso com鷑 para el acceso al sistema, y comunicar� a los usuarios los detalles t閏nicos necesarios para el acceso.

La instalaci髇, mantenimiento y configuraci髇 de los canales de comunicaci髇 para acceder al SIMEL ser� responsabilidad y correr� a cargo de los usuarios, salvo acuerdo bilateral expreso contrario. El OS indicar� 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 p鷅lico en general, se har� en funci髇 del car醕ter de la informaci髇 a la que se tiene acceso, ya sea p鷅lica o confidencial.

Seg鷑 el tipo de informaci髇, existir醤 dos servicios de acceso: Privado y p鷅lico.

El servicio privado estar� reservado 鷑icamente a los participantes del sistema de medidas conforme a la normativa vigente.

Los servicios de acceso, tanto privados como p鷅licos utilizar醤 las tecnolog韆s m醩 adecuadas en cada caso. Las direcciones electr髇icas de los servicios de acceso privado y p鷅lico ser醤 facilitadas por el OS.

a) Servicio de acceso p鷅lico: Para la utilizaci髇 del servicio de acceso p鷅lico no ser� necesario ning鷑 tipo de certificado. Esta informaci髇 est� disponible en la p醙ina Web dispuesta para este fin por el OS.

b) Servicio de acceso privado: Para la utilizaci髇 del servicio de acceso privado ser� 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 utilizaci髇 de los siguientes elementos:

• a) Canal de comunicaci髇 cifrado para asegurar la privacidad de la informaci髇 intercambiada.
• b) Uso de certificados digitales para la autenticaci髇 al realizar las conexiones con el SIMEL, la firma de los documentos electr髇icos que constituyen los intercambios de informaci髇, y garantizar el no repudio de dichos documentos.

Los certificados del apartado b) anterior se emitir醤 almacenados en un fichero en alguno de los formatos est醤dar del mercado. El fichero estar� protegido por una contrase馻 para evitar su utilizaci髇 indebida. Los participantes del sistema de medidas podr醤 solicitar uno o varios certificados digitales.

Ser� responsabilidad del titular de cada certificado la guarda y custodia del mismo. Asimismo, en caso de robo o extrav韔 deber� 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 ser醤 emitidos por el OS actuando como Autoridad Certificadora. Los usuarios reconocen al OS como Autoridad Certificadora de confianza por el mero hecho de la utilizaci髇 del certificado digital.

Los certificados digitales se emitir醤 con fecha de caducidad. Ser� responsabilidad del usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar, en su caso, la renovaci髇 del certificado con una antelaci髇 no inferior a 5 d韆s laborables respecto a la fecha de caducidad.

Asimismo, ser� responsabilidad del participante del sistema de medidas solicitar la anulaci髇 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 informaci髇: Todos los intercambios de informaci髇 se realizar醤 mediante documentos electr髇icos de contenido y formato determinados, que ser醤 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 ser醤 los recogidos en 鷏tima versi髇 del documento 獸icheros para el Intercambio de Informaci髇 de Medidas�. La redacci髇 de este documento es responsabilidad del OS y estar� disponible en la p醙ina Web dispuesta para este fin por el OS.

Este documento y sus modificaciones ser醤 publicados, con la antelaci髇 suficiente antes de su entrada en vigor, en la web dispuesta para este fin por el OS.

8. Informaci髇 de telemedidas en tiempo real (STR).

8.1 Descripci髇 de la informaci髇. El OS deber� recibir en su Sistema de Tiempo Real, de forma autom醫ica, toda la informaci髇 de las instalaciones de transporte, la red observable -seg鷑 se define esta 鷏tima en el procedimiento de operaci髇 por el que se definen las redes operadas y observadas por el OS- y de las instalaciones de producci髇 y generaci髇 asociada a autoconsumo con obligaci髇 de env韔 de telemedidas en tiempo real o de adscripci髇 a un centro de control de generaci髇 que le sea preciso para operar en el sistema el閏trico.

8.2 Sujetos y responsabilidades. Los propietarios de las instalaciones de producci髇 y generaci髇 asociada a autoconsumo, el transportista 鷑ico y los gestores de las redes de distribuci髇 suministrar醤 al OS la informaci髇 en tiempo real necesaria de los elementos de su propiedad con la calidad requerida.

La informaci髇 en tiempo real relativa a las instalaciones de producci髇 y generaci髇 asociada a autoconsumo, deber� ser facilitada al OS a trav閟 de un centro de control de generaci髇. Para la realizaci髇 de esta funci髇 estos centros de control de generaci髇 podr醤 ser propios o de terceros que representen al titular de la instalaci髇, conforme a lo dispuesto en la normativa del sector el閏trico.

Cada instalaci髇 debe estar asociada a un 鷑ico centro de control. En el caso de que la instalaci髇 de producci髇 est� integrada en una zona de regulaci髇, su centro de control ser� el despacho de generaci髇 del propietario de dicha zona de regulaci髇.

En el caso de instalaciones de producci髇 o generaci髇 asociada a autoconsumo sin obligaci髇 de adscripci髇 a un centro de control, estas telemedidas en tiempo real podr醤 ser transmitidas a trav閟 de los centros de control de la empresa distribuidora, si as� lo acordaran con esta.

8.3 Detalle de la informaci髇. Se requerir� informaci髇 de las instalaciones que se enumeran a continuaci髇:

Red de Transporte.

Red Observable.

Instalaciones de Generaci髇.

Sin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementaci髇 del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisi髇 de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gesti髇 de la red de transporte de electricidad, la informaci髇 en tiempo real que se debe facilitar al OS se especifica en el documento 獻nformaci髇 a enviar al OS en tiempo real�, incluido en el Anexo IV del presente procedimiento.

En este anexo se entiende por posici髇 el conjunto de los elementos y protecciones asociados a l韓ea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operaci髇.

El estado (abierto/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dar� mediante 2 bits. El resto de las se馻les se dar� con uno solo.

En cuanto a la forma de captaci髇 de las se馻les se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

• a) Bajo el ep韌rafe de transformadores se consideran incluso los de grupos y los de consumo.
• b) Se ha realizado la siguiente clasificaci髇 de la informaci髇 a captar:
  • 1. Se馻lizaciones: Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomal韆s o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aqu� los estados topol骻icos de la red (estados abierto/cerrado de interruptores y seccionadores).
  • 2. Medidas: Incluye las medidas anal骻icas o digitales para magnitudes num閞icas discretas de la instalaci髇 (p.ej. indicaci髇 de tomas de transformadores, actuaci髇 de protecciones, etc).

8.4 Car醕ter de la informaci髇. La informaci髇 en tiempo real enviada por los Sujetos del Mercado, el transportista 鷑ico y los gestores de las redes de distribuci髇 al operador del sistema, tendr� car醕ter confidencial.

Podr� ser enviada por el operador del sistema a cada gestor de la red de distribuci髇 la informaci髇 de telemedidas en tiempo real disponible correspondientes a:

• - Instalaciones de producci髇 e instalaciones de generaci髇 asociadas a autoconsumo conectadas a su red de distribuci髇.
• - Instalaciones de producci髇 e instalaciones de generaci髇 asociadas a autoconsumo de la red observable por dicho distribuidor.
• - Instalaciones de red correspondientes a la red bajo su gesti髇.
• - Instalaciones de red de la red observable por dicho distribuidor.

La informaci髇 que sea imprescindible para garantizar el desarrollo de las funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensi髇, planes de salvaguarda, emergencia y reposici髇 del servicio) podr� ser enviada a los sujetos que as� lo justifiquen, siempre que se cuente con la autorizaci髇 del titular de la informaci髇.

8.5 Plazos de provisi髇 de la informaci髇 / publicaci髇. La informaci髇 se enviar� en tiempo real tan pronto como sea captada por los elementos de medici髇.

La periodicidad de la informaci髇 a intercambiar para los datos de regulaci髇 secundaria ser� igual o inferior al ciclo del regulador maestro. El resto de la informaci髇 en tiempo real ser� intercambiado con una periodicidad a determinar por el OS con cada sujeto, y en ning鷑 caso superar� los doce segundos.

8.6 Sistemas de informaci髇. El OS dispondr� de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Tiempo Real para la identificaci髇 y gesti髇 de las telemedidas en tiempo real recibidas.

En la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real se recibir� la informaci髇 estructural necesaria para la correcta identificaci髇 de las telemedidas de las instalaciones. La solicitud de alta o modificaci髇 de esta informaci髇 en tiempo real por parte de los centros de control se enviar� al OS al menos quince d韆s antes de la fecha en la cual el alta o modificaci髇 debe quedar implementada en la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real.

8.7 Requisitos t閏nicos.

8.7.1 Requisitos t閏nicos de los centros de control. La informaci髇 en tiempo real relativa a las instalaciones de producci髇 y a las instalaciones de generaci髇 asociada a autoconsumo, de transporte o de la red observable deber� ser captada por medios propios y facilitada al OS a trav閟 de los enlaces ordenador-ordenador entre el OS y el centro de control de la instalaci髇.

El intercambio de informaci髇 en tiempo real con el operador del sistema se realizar� mediante el protocolo est醤dar de comunicaciones denominado ICCP-TASE2, por medio de los bloques de intercambio de informaci髇 definidos como 1 y 2.

Para llevar a cabo dicho intercambio de informaci髇, el Centro de Control que se comunique con el OS establecer� con cada uno de los Centros de Control del OS (Principal y Respaldo) dos l韓eas de comunicaci髇 del tipo punto a punto, redundantes entre si y dedicadas exclusivamente al intercambio de esta informaci髇. Las caracter韘ticas t閏nicas de estas 4 l韓eas, ser醤 id閚ticas, y deber醤 de estar securizadas y aisladas totalmente de internet. El operador del sistema facilitar� previamente al establecimiento del enlace informaci髇 t閏nica adicional desarrollando lo indicado anteriormente.

Un centro de control no podr� compartir ni su sistema de control ni las comunicaciones con el OS ni el personal que constituya el turno cerrado de operaci髇 con otro centro de control. El turno de operaci髇 estar� f韘icamente en la direcci髇 postal comunicada por el centro de control al OS. Cada centro de control tendr� una 鷑ica localizaci髇 f韘ica y la capacidad de interlocuci髇 con el OS para todas las instalaciones adscritas a 閘, pudiendo contar con otras ubicaciones de respaldo.

El centro de control deber� superar las pruebas establecidas por el operador del sistema incluyendo pruebas de control de producci髇 con bajada real de producci髇 en al menos una instalaci髇. La no superaci髇 de estas pruebas conllevar� la denegaci髇 de la constituci髇 de un centro de control.

El operador del sistema podr� verificar en cualquier momento la capacidad de los centros de control y los requisitos recogidos en la normativa. Si de dicha verificaci髇 se derivara la anulaci髇 de esta condici髇 a un centro de control ya constituido, el operador del sistema informar� a la CNMC quien resolver� el conflicto t閏nico planteado.

A solicitud de los distribuidores, el OS les facilitar� la informaci髇 relativa a la adscripci髇 a centros de control de las instalaciones conectadas a la red bajo su gesti髇 o a la red observable por cada distribuidor.

8.7.2 Criterios de validaci髇 de calidad de telemedidas de potencia activa de generaci髇 recibidas en tiempo real:

La informaci髇 a enviar al OS deber� tener una calidad m韓ima para considerar el cumplimiento de los requisitos de env韔 de telemedidas en tiempo real establecidos.

De forma general la determinaci髇 de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizar� mensualmente determinando su desviaci髇 con respecto al acumulado mensual de las energ韆s horarias liquidables registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el閏trico, en adelante equipos de medida horaria.

Se define para una instalaci髇/agrupaci髇:

• - 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 energ韆 producida por la instalaci髇/agrupaci髇 en la hora h calculada a partir de las telemedidas en tiempo real. En el c醠culo de la telemedida horaria integrada, si durante alg鷑 periodo esta telemedida no se renovara, se considerar� en la integral el 鷏timo valor v醠ido.
• - Energ韆 horaria registrada para la hora h (EHRh): Es la energ韆 horaria registrada por los equipos de medida horaria calculada como la 玡nerg韆 exportada� Activa Saliente en el punto frontera de la instalaci髇 seg鷑 el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el閏trico.
• - 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 instalaci髇/agrupaci髇 de medida de energ韆 horaria liquidable registrada.

El OS considerar� que la calidad de las telemedidas del mes m para una determinada instalaci髇/agrupaci髇 es v醠ida solo si se cumplen todas y cada una de las siguientes condiciones:

Para cada periodo de liquidaci髇 contemplado en los Procedimientos de Operaci髇 de Medidas, el OS publicar� la telemedida horaria integrada a los centros de control de generaci髇 y los incumplimientos en la validaci髇 de la calidad de las telemedidas de potencia o si no se cumplen las condiciones para la validaci髇 a los representantes y a los centros de control de las instalaciones de las mismas a trav閟 de SIMEL. Asimismo informar� a la CNMC para los efectos oportunos si durante tres meses continuados se producen estos incumplimientos.

En el caso particular de las instalaciones en r間imen de autoconsumo con obligaci髇 de enviar telemedidas al operador del sistema de forma individual, la determinaci髇 de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizar� determinando su desviaci髇 con respecto al acumulado mensual de las energ韆s netas generadas registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el閏trico. Las condiciones para considerar v醠ida la calidad de la telemedida ser醤 las mismas que para el resto de instalaciones.

Adicionalmente el OS podr� realizar las comprobaciones que estime convenientes y est閚 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 manipulaci髇 fraudulenta de las telemedidas enviadas, esta situaci髇 se pondr� en conocimiento de la CNMC para los efectos oportunos.

9. Informaci髇 de car醕ter general relativa a la operaci髇 del sistema.

9.1 Descripci髇 de la informaci髇. Se trata aqu� la informaci髇 de car醕ter general relativa a la operaci髇 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 鷑ico, por otra, y los propietarios de instalaciones de producci髇 conectadas a la red de transporte y de instalaciones de generaci髇 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 distribuci髇 conectada a la red de transporte, por una tercera parte, son los responsables de aportar la informaci髇 tratada en este apartado.

9.3 Informaci髇 generada por el OS. La informaci髇 que el OS publicar� a trav閟 de la web corporativa de Red El閏trica www.ree.es, y que incluye el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generaci髇, ser� la siguiente:

Informaci髇 diaria:

• - Curva de carga del sistema.
• - Balance el閏trico de producci髇 desglosado por tipo de producci髇/combustible.
• - Estado de las reservas hidroel閏tricas de la semana previa al d韆 D-4.

Informaci髇 mensual:

• - Estad韘ticas de Operaci髇 del Sistema El閏trico.
• - Disponibilidad del equipo t閞mico de generaci髇.

Informaci髇 anual:

• - Estad韘ticas de Operaci髇 del Sistema El閏trico
• - Tasa de disponibilidad del equipo generador.
• - 蚽dices de disponibilidad de la red de transporte.
• - Calidad de servicio referente a energ韆 no suministrada (ENS) y tiempo de interrupci髇 medio (TIM) de la Red de Transporte.
• - Evoluci髇 anual de la potencia o corriente de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.
• - Corriente m醲ima de cortocircuito en el punto de conexi髇 que deben soportar, al menos, las instalaciones de generaci髇, consumo o distribuci髇 directamente conectadas a la red de transporte como valor m韓imo de dise駉 de dichas instalaciones de acuerdo a lo especificado en el P.O. 12.2.

Series hist髍icas de:

• - Potencia instalada en el sistema.
• - Energ韆 generada por tipo de producci髇/combustible.
• - Consumo de bombeo.
• - Intercambios internacionales.
• - Demanda del sistema el閏trico.
• - Producible hidroel閏trico.
• - Reservas hidroel閏tricas.
• - Tasas de disponibilidad del equipo generador.
• - 蚽dices de disponibilidad de la red de transporte.
• - Calidad de servicio referente a energ韆 no suministrada (ENS) y tiempo de interrupci髇 medio (TIM) de la Red de Transporte.

Toda esta informaci髇 tendr� car醕ter p鷅lico.

En el caso de instalaciones de generaci髇 conectadas a la red de transporte a las que sean de aplicaci髇 los requisitos t閏nicos del Reglamento (UE) 2016/631 y de instalaciones de demanda o de red de distribuci髇 conectadas a la red de transporte a las que sean de aplicaci髇 los requisitos t閏nicos del Reglamento (UE) 2016/1388, el operador del sistema ofrecer�:

• - Con car醕ter particular a cada propietario de instalaci髇 conectada a la red de transporte y con car醕ter previo a la obtenci髇 de la notificaci髇 operacional para energizaci髇, una estimaci髇 de las corrientes m韓ima y m醲ima de cortocircuito previstas en el punto de conexi髇 como un equivalente de la red.
• - Tras un suceso imprevisto, el operador del sistema informar� al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 conectada a la red de transporte, de consumo conectada a la red de transporte o al gestor de la red de distribuci髇 conectada a la red de transporte afectados, lo antes posible y dentro del plazo de una semana despu閟 del suceso imprevisto, de los cambios por encima de un umbral del 10 % por encima de la corriente m醲ima de cortocircuito que la instalaci髇 de consumo conectada a la red de transporte o la red de distribuci髇 conectada a la red de transporte afectadas podr醤 soportar de la red de transporte en el punto de conexi髇 seg鷑 lo indicado en el presente apartado.
• - Antes de un suceso programado, el operador del sistema informar� al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 conectada a la red de transporte, de consumo conectada a la red de transporte o al gestor de la red de distribuci髇 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 m醲ima de cortocircuito que la instalaci髇 de consumo conectada a la red de transporte o la red de distribuci髇 conectada a la red de transporte afectadas podr醤 soportar de la red de transporte en el punto de conexi髇 seg鷑 lo indicado en el presente apartado.

9.4 Informaci髇 requerida por el OS.

9.4.1 Agrupaciones de instalaciones de producci髇. Los distribuidores, y en su caso, el transportista 鷑ico, deber醤 enviar al OS el listado de agrupaciones de instalaciones de producci髇 conectadas a sus redes en el formato, medio y periodicidad que establezca el OS para cumplir con lo requerido en la normativa. Esta informaci髇 tendr� car醕ter confidencial.

9.4.2 Instalaciones de producci髇 conectadas a la red de transporte, instalaciones de generaci髇 asociadas a autoconsumo conectadas a la red de transporte, instalaciones de demanda conectada a la red de transporte o gestores de la red de distribuci髇 conectados a la red de transporte.

El operador del sistema podr� solicitar informaci髇 a un propietario de la instalaci髇 de producci髇 as� como de generaci髇 asociada a autoconsumo, conectadas a la red de transporte, de la instalaci髇 de demanda conectada a la red de transporte o a un gestor de la red de distribuci髇 conectado a la red de transporte sobre la contribuci髇 en t閞minos de corriente de cortocircuito de dicha instalaci髇 o red. En estos casos, ser醤 necesarios los modelos equivalentes de la red, y la demostraci髇 de esa equivalencia, para el valor de secuencia cero, de secuencia positiva y de secuencia negativa.

Tras un suceso imprevisto, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 conectada a la red de transporte, de la instalaci髇 de consumo conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribuci髇 conectada a la red de transporte informar醤 al operador del sistema, lo antes posible y en el plazo de una semana despu閟 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 instalaci髇 de consumo seg鷑 lo indicado anteriormente.

Antes de un suceso programado, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 conectada a la red de transporte, de la instalaci髇 de consumo conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribuci髇 conectada a la red de transporte informar醤 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 instalaci髇 de consumo seg鷑 lo indicado anteriormente.

10. Informaci髇 de incidentes en el sistema el閏trico.

10.1 Descripci髇 de la informaci髇. La informaci髇 a recibir es aquella necesaria para analizar los incidentes ocurridos en el sistema el閏trico, contribuir a identificar la causa del incidente y establecer los planes de mejora necesarios para evitar su repetici髇 o minimizar el impacto sobre la seguridad del suministro. Dicha informaci髇 se recoge en el anexo V del presente procedimiento de operaci髇.

10.2 Sujetos a los que aplica. Este apartado es de aplicaci髇 a todos los sujetos definidos en el apartado 2 que sean titulares de instalaciones del sistema el閏trico afectadas por un incidente de referencia seg鷑 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 el閏trico que son objeto de informaci髇, en el 醡bito 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 p閞dida de una o varias instalaciones de transporte y/o de otros elementos del sistema el閏trico (generaci髇, distribuci髇 y/o transformaci髇 transporte-distribuci髇 o transporte-generaci髇) cuando esta resulte en una violaci髇 de los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema el閏trico establecidos en el correspondiente procedimiento de operaci髇 o en un corte de suministro que pudiera implicar una interrupci髇 de suministro a consumidores finales o en una p閞dida de la capacidad de evacuaci髇 de la generaci髇 que conlleve el disparo de grupo o en una degradaci髇 de la calidad de onda en los puntos frontera de la red de transporte en los t閞minos establecidos en la normativa.
• b) Cualquier otra circunstancia que resulte en:
  • a. Da駉 mayor a cualquiera de los elementos del sistema el閏trico.
  • b. Fallo, degradaci髇, o actuaci髇 incorrecta del sistema de protecci髇, de automatismos o de cualquier otro sistema que no requiera intervenci髇 manual por parte del operador.
  • c. Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje inform醫ico, electr髇ico o f韘ico, o por terrorismo dirigido contra el sistema el閏trico o sus componentes con intenci髇 de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad del sistema el閏trico en su conjunto.
  • d. Actuaci髇 de cualquier sistema de protecci髇 por cualquier causa y que provoque la desconexi髇 de alg鷑 elemento de red o de alguna instalaci髇 de generaci髇 con afecci髇 en la red de transporte.

10.4 Car醕ter de la informaci髇. La informaci髇 recibida en el 醡bito de este apartado se considerar� de car醕ter confidencial seg鷑 lo establecido en el apartado 4 de este procedimiento de operaci髇.

10.5 Comunicaci髇 al operador del sistema. En el caso de que se produzca alg鷑 incidente de los definidos en el apartado 10.3 en las instalaciones de la Red Observable, o en Instalaciones de Producci髇 con obligaci髇 de env韔 de telemedidas en tiempo real al OS, el sujeto titular de las instalaciones o responsable del suministro afectado deber� facilitar al OS, y en un plazo de 2 horas, la mejor informaci髇 de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta informaci髇 que constituye el informe preliminar del incidente contendr�, al menos, los aspectos a), c) y d), e) que se recogen en el Anexo V de este procedimiento y que resulten de aplicaci髇.

El OS podr�, cuando as� 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 cumplimentaci髇 de un formulario de mayor detalle, la informaci髇 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 informaci髇 adicional necesaria,

En particular, para todos aquellos cortes de suministro con afecci髇 a la red de transporte que pudieran ser calificados como interrupciones, el OS requerir� de los sujetos la informaci髇 necesaria para su an醠isis, as� como en su caso para la valoraci髇 requerida por la Orden ECO 797/2002, poniendo a disposici髇 de estos un formulario recogiendo todos los aspectos del Anexo V para su cumplimentaci髇; los sujetos aportar醤 la informaci髇 con el alcance y formato solicitados por el OS en cuanto est� 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 el閏trico, proceder� a notificarlo al sujeto titular o representante de la instalaci髇, o al responsable del suministro a los consumidores finales afectados. Dicho sujeto deber� remitir un informe escrito al OS en un plazo no superior a 15 d韆s h醔iles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisar� y completar� la informaci髇 remitida en el informe preliminar (Anexo V) y se incluir醤 las posibles acciones identificadas por el sujeto para evitar o minimizar los efectos de incidentes similares que pudieran producirse en el futuro.

10.6 Comunicaci髇 del operador del sistema. Cuando se produzca un incidente de los definidos en el apartado 10.3, el OS incluir� la informaci髇 correspondiente en un 獻nforme Diario de Incidencias� que se pondr� a disposici髇 de los Sujetos del Mercado antes de las 12 horas del d韆 laborable siguiente a la ocurrencia del mismo.

Cuando el OS considere un incidente de especial relevancia elaborar� un informe escrito, una vez disponga de la informaci髇 definitiva del mismo. Este informe incluir� las medidas a tomar para evitar la repetici髇 del incidente o la minimizaci髇 de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situaci髇 similar en el futuro. Este informe se remitir� a los sujetos afectados, a la CNMC y a la Administraci髇 competente en materia de energ韆 en un plazo de 60 d韆s h醔iles tras la ocurrencia del incidente.

Los informes correspondientes a los incidentes m醩 significativos ser醤 presentados y analizados en las reuniones del Grupo de An醠isis de Incidentes que convocar� el OS.

10.7 Investigaciones Conjuntas. Para aquellos incidentes en los que, por su importancia o naturaleza, el OS lo juzgue necesario, este propondr� a la mayor brevedad posible la realizaci髇 de un an醠isis conjunto con los restantes sujetos involucrados o afectados. Los resultados de dicho an醠isis se incorporar醤 al informe que elabore el OS sobre el incidente y que podr� presentarse en el Grupo de An醠isis de Incidentes que convocar� el OS.

10.8 Requisitos t閏nicos. La informaci髇 de oscilograf韆 se facilitar� en formato electr髇ico, preferiblemente en formato COMTRADE. La informaci髇 sobre los ajustes de los equipos de protecci髇 se facilitar� en formato electr髇ico igualmente.

11. Informaci髇 del servicio de gesti髇 de la demanda de interrumpibilidad (SCECI).

11.1 Descripci髇. Es la informaci髇 a intercambiar entre el Operador del Sistema y los proveedores del servicio que permita una correcta gesti髇 del servicio, conforme a lo establecido en la normativa espec韋ica del mismo.

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

11.3 Detalle de la informaci髇. El env韔 de telemedida de potencia activa y reactiva demandada en tiempo real, el env韔 de la generaci髇 neta en tiempo real (en caso de proveedores con generaci髇 asociada), el env韔 y gesti髇 de las 髍denes de reducci髇 de potencia, as� como la gesti髇 del rel� de deslastre por subfrecuencia.

Igualmente, los env韔s de programas de consumo y generaci髇 (cuando aplique), as� como la gesti髇 de las indisponibilidades.

El OS recibir� la informaci髇 estructural necesaria para la correcta gesti髇 del servicio, en particular, y con car醕ter no limitante:

• 11.3.1 Datos generales.
  • - Denominaci髇 de la instalaci髇.
  • - C骴igo Universal de punto de suministro (CUPS).
  • - Denominaci髇 social de la empresa propietaria de la instalaci髇.
  • - Grupo empresarial al que pertenece.
  • - Direcci髇 de la instalaci髇.
  • - Ubicaci髇 geogr醘ica Coordenadas (Latitud, Longitud).
  • - Fecha de puesta en servicio.
  • - Fecha de la 鷏tima modificaci髇 exhaustiva de su acuerdo de conexi髇 a la red.
  • - Nudo de conexi髇 a la red (Nombre, kV).
  • - Actividad que desarrolla.
  • - C骴igo actividad econ髆ica CNAE.
• 11.3.2 Datos espec韋icos.
  • - Potencias contratadas por periodo tarifario (kW).
  • - Datos de contacto para la adecuada gesti髇 del servicio
  • - Rel� de deslastre por subfrecuencia:
    • * Frecuencia de arranque: Valor de ajuste (Hz).
    • * Tiempo de medida (ms).
    • * Temporizaci髇 voluntaria: Valor de ajuste (s).
    • * Bloqueo por m韓ima tensi髇 (%Un)
    • * Existencia de automatismo de reposici髇 (SI/NO). En caso afirmativo, confirmar su no habilitaci髇.
    • * Cargas m韓ima y m醲ima desconectadas por el rel� (MW).
  • - Datos, en su caso, de la generaci髇 asociada:
    • * C骴igo de la unidad o unidades f韘icas (UF).
    • * Potencia instalada (MW), o, en su defecto, potencia m醲ima neta (MW).
    • * Informaci髇 sobre si se encuentra en r間imen de autoconsumo y la modalidad del mismo.

11.4 Car醕ter de la informaci髇. La informaci髇 recibida por el OS tendr� el car醕ter de confidencial.

11.5 Plazos de provisi髇 de la informaci髇/publicaci髇. La periodicidad de la informaci髇 a intercambiar ser� la establecida en la normativa espec韋ica de aplicaci髇 al servicio de gesti髇 de la demanda de interrumpibilidad. En cualquier caso los cambios en la informaci髇 estructural y espec韋ica ser醤 comunicados al OS tan pronto como se tenga constancia de los mismos.

Los plazos y procesos para gestionar cambios en la informaci髇 estructural ser醤 los que establezca el Operador del Sistema.

11.6 Sistemas de informaci髇. El OS dispondr� de la correspondiente Base de Datos del SCECI a efectos de gestionar el intercambio de informaci髇 relativo a la prestaci髇 del servicio de interrumpibilidad. El SCECI gestionar� los intercambios de informaci髇 relativos a la prestaci髇 del servicio

El OS contar� con un sistema que permita la comunicaci髇, ejecuci髇 y control del servicio de gesti髇 de la demanda de interrumpibilidad (SCECI), con las caracter韘ticas definidas en la normativa correspondiente.

11.7 Requisitos t閏nicos. Los requisitos t閏nicos del SCECI ser醤 los que se establezcan en la normativa de desarrollo correspondiente del servicio de interrumpibilidad.

Los proveedores del servicio deber醤 contar con los equipos y sistemas establecidos en la normativa a los efectos de la correcta prestaci髇 del servicio.

Ser� responsabilidad de los proveedores del servicio el correcto funcionamiento de sus equipos y de los sistemas de comunicaci髇.

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 tensi髇 y la potencia base a la que est醤 referidos.
• - Los datos facilitados al OS deber醤 ser, en su caso, coherentes con los incluidos en los Registros Administrativos Ministeriales correspondientes.

1. Instalaciones de producci髇 e instalaciones de generaci髇 asociadas a autoconsumo. Se suministrar� la informaci髇 para instalaciones de producci髇 as� como para instalaciones de generaci髇 asociadas a autoconsumo, o agrupaciones de las mismas de potencia instalada superior a 1 MW, que es el umbral para env韔 de telemedidas al operador del sistema, seg鷑 se define en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

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

1.0 T閞minos de potencias para instalaciones de producci髇. Se recogen aqu� los t閞minos de potencias, y su definici髇 coherente con la normativa vigente, utilizados en el presente documento.

Potencia instalada y potencia nominal:

La potencia instalada y nominal de una unidad de producci髇 se corresponder� con la potencia activa m醲ima que puede alcanzar y vendr� determinada por la potencia menor de las especificadas en las placas de caracter韘ticas de los grupos motor, turbina o alternador instalados en serie. De forma an醠oga, cuando la instalaci髇 est� configurada por varios motores, turbinas o alternadores en paralelo, ser� la menor de las sumas de las potencias de las placas de caracter韘ticas de los motores, turbinas o alternadores que se encuentren en paralelo.

En caso de instalaciones fotovoltaicas, la potencia instalada ser� la suma de las potencias m醲imas unitarias de los m骴ulos fotovoltaicos que configuran dicha instalaci髇, medidas en condiciones est醤dar seg鷑 la norma UNE correspondiente. La potencia nominal para estas instalaciones se considerar� como la suma de las potencias activas instaladas de los inversores constituyentes del m骴ulo de parque el閏trico, considerando el cumplimiento de las capacidades de potencia reactiva requeridas a la capacidad m醲ima de acuerdo al Reglamento (UE) 631/2016 y desarrolladas en el Procedimiento de Operaci髇 12.2.

La potencia instalada de una central hidr醬lica deber� tambi閚 considerar la potencia activa m醲ima que puede alcanzar la central teniendo en cuenta elementos comunes tales como las conducciones hidr醬licas. 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 deber� coincidir con la que figure en la autorizaci髇 administrativa y a su vez corresponder� a la que se inscriba en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci髇 de Energ韆 El閏trica (RAIPEE).

Potencia m醲ima neta. La potencia m醲ima neta es la m醲ima potencia que pueda mantenerse en marcha continua durante un tiempo especificado, suponiendo la totalidad de sus instalaciones en servicio y condiciones 髉timas especificadas de generaci髇. Se entiende medida a la salida de la central, es decir, deduciendo la potencia absorbida por sus servicios auxiliares y las p閞didas en sus transformadores, si estos existen.

1.1 Datos generales.

1.1.1 General.

• - Nombre de la instalaci髇.
• - Direcci髇 de la instalaci髇.
• - Empresa o empresas propietarias.
• - Subestaci髇 / parque de conexi髇 a la red (Nombre, kV).
• - Compa耥a Distribuidora, en el caso de conexi髇 a la red de distribuci髇.
• - N.� de grupos (salvo e髄icos y fotovoltaicos).
• - Datos a aportar para cada grupo, en el caso de centrales t閞micas o hidr醬licas, y para la instalaci髇, en el resto de casos:
• - Nem髇ico de 8 d韌itos o c骴igo B3 asignado en la contestaci髇 de acceso, en su caso.
• - N鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producci髇 de Energ韆 El閏trica).
• - Fecha de puesta en servicio.
• - Potencia instalada (MW) y potencia nominal (MW), o, en su defecto, potencia m醲ima neta (MW).
• - M韓imo t閏nico (MW), para instalaciones o agrupaciones de las mismas de potencia instalada superior a 5 MW, que es el umbral de obligaci髇 de adscripci髇 a un centro de control, seg鷑 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 t閏nicos del Reglamento (UE) 2016/631, deber� aportar la correspondiente documentaci髇 acreditativa del cumplimiento de los requisitos del mismo para cada uno de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad que definen la instalaci髇 de generaci髇.
• - En el caso de instalaciones de generaci髇 asociadas a autoconsumo:
• - Modalidad de autoconsumo, secci髇 y subsecci髇 (en caso de acogerse a alguna de las modalidades de autoconsumo establecidas en la legislaci髇 vigente).
• - Indicar modalidad de autoconsumo Individual/Colectivo.

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

• - Coordenadas UTM de la instalaci髇 (dar un punto de referencia) y, en su caso, de la poligonal del parque o de la huerta.
• - Localizaci髇 geogr醘ica: Planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).
• - Diagrama unifilar simplificado con todos los elementos componentes de la instalaci髇 no transporte desde el punto de conexi髇 a red hasta la instalaci髇 de generaci髇 (s髄o para solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci髇 de tensi髇 superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).
• - Datos a aportar para cada grupo, en el caso de centrales hidr醬licas y t閞micas, y para la instalaci髇, en el resto de casos:
• - Potencia aparente (MVA). Debe incluir toda la compensaci髇 de reactiva de la instalaci髇, en instalaciones e髄icas y fotovoltaicas.
• - Potencia m醲ima neta (MW).
• - Consumo de servicios auxiliares en bornes de alternador (b.a.) a plena carga, potencia activa (MW) (s髄o t閞micos).
• - Tensi髇 nominal (kV).
• - Tasas estimadas de indisponibilidad programada.

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

1.1.2 Otros datos. V閍nse apartados correspondientes a:

• - Datos generales adicionales, espec韋icos por tecnolog韆.
• - Informaci髇 b醩ica necesaria para la programaci髇 de la operaci髇 y la participaci髇 en los servicios de ajuste del sistema.
• - Datos necesarios para la realizaci髇 de estudios din醡icos.
• - Datos necesarios para los planes de reposici髇 del servicio.
• - Datos del transformador de conexi髇 a la red.
• - Datos de la l韓ea o cable de evacuaci髇.
• - Datos de las protecciones.

1.2 Datos generales adicionales, espec韋icos por tecnolog韆.

1.2.1 Centrales y grupos hidr醬licos.

1.2.1.1 Embalses.

• - Nombre del embalse.
• - Empresa o empresas propietarias o concesionarias.
• - Cuenca (r韔).
• - Situaci髇: Provincia, t閞mino municipal, paraje o predio.
• - Fecha de terminaci髇.
• - Capacidad en energ韆 el閏trica (MWh), teniendo en cuenta todas las centrales situadas aguas abajo del embalse.
• - Serie hist髍ica de aportaciones parciales al embalse en t閞minos mensual y semanal (m³).
• - Capacidad total (hm³), entre el fondo y el nivel m醲imo admitido en explotaci髇 normal.
• - Capacidad 鷗il (hm³), entre los niveles m韓imo y m醲imo de explotaci髇.
• - Capacidad vaciable (hm³), entre el nivel m醩 bajo de los orificios de desag黣 y el nivel m醲imo admisible en explotaci髇 normal.
• - Curva cota de embalse en funci髇 de volumen 鷗il (m韓imo 3^er grado).
• - Cota m醲ima de explotaci髇 (m).
• - Cota m韓ima de explotaci髇 (m).
• - Cota base o de desag黣 (m).
• - Caudal de servidumbre o ecol骻ico a mantener aguas abajo (m³/s).
• - Uso (Hidroel閏trico, Mixto).
• - Restricciones de explotaci髇 (detracciones, riegos, etc.).

5.5.1.1.2 Datos de la instalaci髇.

• - Cuenca (r韔) en que est� ubicada la central.
• - Capacidad de regulaci髇 (fluyente, diario, semanal, anual, hiperanual).
• - Embalse asociado.
• - Caudal nominal (m³ /s).
• - Salto neto nominal (m).

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

• - Esquema del subsistema hidr醬lico.
• - Canal de conducci髇 / galer韆 de presi髇 (S�/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y di醡etro(s).
• - Dep髎ito o c醡ara de carga (S�/NO). En caso afirmativo, volumen.
• - Tuber韆 forzada (S�/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y di醡etro(s).
• - En el caso de centrales reversibles o de bombeo: 蚽dice de acumulaci髇 por bombeo (%), definido como la relaci髇 entre la energ韆 el閏trica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energ韆 consumida para su elevaci髇.

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 m醩 de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:

• - Tipo de turbina.
• - Velocidad nominal (rpm).
• - Caudal m醲imo de turbinaci髇 (m³/s).
• - Caudal m韓imo de turbinaci髇 (m³/s).
• - Salto bruto m醲imo (m).
• - Salto bruto m韓imo (m).
• - Salto neto m醲imo (m).
• - Salto neto m韓imo (m).
• - P閞didas (m) en las conducciones en funci髇 del caudal (Q²).
• - Curvas de colina de rendimiento en funci髇 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 m醲imo de bombeo (m³/s).

  Caudal m韓imo de bombeo (m³/s).

  P閞didas (m) en la aspiraci髇 e impulsi髇 en funci髇 del caudal (Q²).

  Curvas de colina de rendimiento en funci髇 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 generaci髇 y en bombeo.
• - Posibilidad de funcionamiento como compensador s韓crono (SI/NO).
• - Potencia absorbida en funcionamiento como compensador s韓crono (MW).