Resolución de 27 de junio de 2024, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las especificaciones de detalle para la determinación de la capacidad de acceso de generación a la red de transporte y a las redes de distribución

ANEXO I
Especificaciones de detalle para la determinación de la capacidad de acceso a la red de transporte para generación

1. Objeto y procedimiento

Estas Especificaciones de detalle, de conformidad con el procedimiento dispuesto en el artículo 13 de la Circular 1/2021, de 20 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología y condiciones del acceso y de la conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica, tienen por objeto establecer los aspectos particulares de criterio y metodología para el cálculo de la capacidad de acceso a la red de transporte para instalaciones de generación o de almacenamiento, ya sean nuevas o existentes que cambien sus condiciones declaradas, con conexión directa a la red de transporte o con conexión en distribución con influencia sobre la red de transporte.

2. Ámbito de aplicación

Estas Especificaciones son de aplicación a los siguientes sujetos:

• – El operador del sistema y gestor de la red de transporte.
• – El transportista único, y distribuidores que excepcionalmente sean propietarios de instalaciones de transporte.
• – Los gestores de la red de distribución.
• – Los titulares de instalaciones de generación, o de almacenamiento en los términos previstos en el artículo 6.3 del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, con conexión a la red de transporte, o con conexión a la red de distribución con afección significativa sobre la red de transporte en los términos establecidos en las presentes Especificaciones de detalle.

3. Definiciones

A los efectos de la regulación contenida en estas Especificaciones, se entenderá por:

• a) Capacidad de acceso de un nudo de la red de transporte: es la máxima potencia activa que puede inyectarse simultáneamente en dicho nudo y en los nudos de la red de distribución con afección significativa sobre el nudo de la red de transporte, de manera compatible con los criterios de evaluación de capacidad de acceso de la Circular 1/2021 y las presentes Especificaciones de detalle y normativa vigente.
• b) Capacidad de acceso de una zona: es la máxima potencia activa que puede inyectarse simultáneamente en un conjunto de nudos pertenecientes a la misma zona, de manera compatible con los criterios de evaluación de capacidad de acceso de la Circular 1/2021 y las presentes Especificaciones de detalle y normativa vigente.
• c) Zona a efectos del cálculo de la capacidad de acceso por un determinado criterio de evaluación: es el conjunto de nudos, de la red de transporte y de la red de distribución, con influencia mutua significativa y que comparten limitaciones de capacidad de acceso.
• d) Capacidad de acceso otorgada a una instalación de generación: será la recogida en el artículo 2.k) del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre.
• e) Afección significativa sobre la red de transporte de instalaciones de generación o de almacenamiento en servicio o con permiso de acceso en la red de distribución: ocupación de capacidad de acceso en la red de transporte de aplicación a instalaciones con capacidad de acceso mayor de 1 MW en el sistema peninsular y de 0,5 MW en los sistemas no peninsulares, así como las agrupaciones de instalaciones de generación de acuerdo con la definición del artículo 7 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, cuya capacidad de acceso agrupada supere los umbrales indicados.
• f) Módulo de generación de electricidad (MGE): será la recogida en el artículo 2.j) del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre.
• g) Potencia instalada de una instalación de generación: será la recogida en el artículo 2.m) del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre.
• h) Las referencias realizadas al acuerdo de conexión según la definición incluida en el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión del 14 de abril de 2016, por el que se establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red, se entenderán referidas al contrato técnico de acceso del artículo 11 de la Circular 1/2021.
• i) Nudo de la red de transporte susceptible de valoración de capacidad de acceso: corresponde al parque de subestación de una tensión determinada cuyo embarrado o conjunto de barras es perteneciente a la red de transporte existente o planificada con carácter vinculante, en los términos de los procedimientos de operación P.O.12.2 y P.O.13.3 para el sistema eléctrico peninsular y 12.2 SENP y 13 SENP para los territorios no peninsulares, o normativa equivalente que los sustituya.

  En caso de parques binudo se calcularán tanto las capacidades de acceso considerando los nudos separados como la capacidad conjunta del binudo cerrado, siendo de aplicación las capacidades resultantes más limitantes.

  En tanto no exista definición del concepto de binudo en un procedimiento de operación, se entenderá como binudo de la red de transporte a efectos del cálculo de capacidad de acceso, aquel parque de subestación de una tensión determinada que, durante la operación del sistema, se puede dividir en dos nudos, o unir en uno solo, mediante el uso de interruptores de acoplamiento longitudinales.

  En caso de subestaciones que en la planificación de la red hayan resultado consecuencia de ampliación de otras subestaciones, y que sean así identificadas en la información publicada por el operador del sistema, ambas se tratarán como un nudo único a efectos de capacidad de acceso.

• j) Salida para generación en un nudo de la red de transporte: es el enlace de un nudo con una línea, cable o transformador integrante de la instalación de conexión no transporte de un generador o conjunto de generadores. Se corresponderá con una posición de interruptor en la subestación de transporte, o más de una en la configuración de interruptor y medio, u otras singulares, en los términos definidos en el P.O.13.3.
• k) Dispositivos FACTS (Flexible AC Transmission Systems): familia de equipos, basados en electrónica de potencia, que de manera individual o conjunta permiten controlar por una parte el flujo de potencia activa/reactiva y por otra la corrección de diversas perturbaciones en la red.
• l) Perfil de funcionamiento de las instalaciones a efectos del criterio de comportamiento estático en la red de transporte: es el patrón de inyección y/o absorción de potencia a la red, de naturaleza estadística, ya sea basado en mercado o en disponibilidad de recurso, que se utiliza en los escenarios de estudio para la aplicación del criterio de comportamiento estático.
• m) Escenario de referencia: escenario correspondiente a la planificación vigente coherente con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), o instrumento de planificación que lo sustituya, en lo referente a la evolución de la demanda eléctrica, la potencia instalada de generación y los costes de combustible y de emisiones como variables más significativas.
• n) Escenario de operación: caso obtenido de la simulación de la operación del sistema en todas las horas del año horizonte de la planificación vigente, acorde con el escenario de referencia utilizado durante el proceso de planificación.
• o) Vertido de energía (curtailment): Energía no inyectada a la red para preservar la operación segura del sistema. No incluye la energía no inyectada por criterios relacionados con el mercado de producción de energía eléctrica.

4. Capacidad de acceso

4.1 Consideraciones generales.

La valoración de la capacidad de acceso para instalaciones de generación con conexión a la red de transporte, o de la aceptabilidad para instalaciones de generación con conexión a la red de distribución, y el correspondiente otorgamiento del permiso o su denegación por el operador del sistema se basará en el cumplimiento de los criterios técnicos de seguridad, regularidad, calidad del suministro y de sostenibilidad y eficiencia económica del sistema eléctrico establecidos en la normativa vigente, así como de los criterios incluidos en estas especificaciones de detalle.

Para la evaluación de la capacidad de acceso desde la perspectiva de su inyección de potencia en la red se tendrá en cuenta el tipo de conexión del almacenamiento a la red (conexión síncrona o no síncrona) a efectos de determinar los criterios de evaluación de capacidad de acceso que le son de aplicación. En ese sentido, las referencias a instalación de generación en esta norma deben ser también interpretadas en referencia a instalaciones de almacenamiento en lo relativo a su evacuación.

La capacidad de acceso podrá tener carácter nodal o zonal, de acuerdo con las definiciones de capacidades de acceso y zona recogidas en el apartado 3.

La capacidad de acceso para generación en un nudo o zona de la red de transporte resultará de la aplicación de los criterios establecidos en las presentes especificaciones y en la normativa vigente, tanto de aplicación general a todas las instalaciones de generación como de aplicación particular a un determinado tipo de instalaciones en función de su tecnología o sus características técnicas.

La capacidad de acceso a la red para generación en un nudo o zona de la red de transporte constituirá el límite para el otorgamiento del permiso de acceso a instalaciones de generación conectadas a la red de transporte en dicho nudo o zona, y de la aceptabilidad para el acceso a instalaciones de generación conectadas a la red de distribución subyacente con influencia sobre la red de transporte o la operación del sistema, que sean solicitadas por el gestor de dicha red tras la valoración positiva de su viabilidad.

El margen de capacidad de acceso disponible en un nudo o zona para un tipo de generación será la diferencia, en dicho ámbito topológico y tipo, entre la capacidad de acceso de generación y la capacidad asociada a la generación en servicio y a la generación que cuenta con permisos de acceso y conexión en transporte y distribución y aceptabilidad vigentes que sea de aplicación a dicho ámbito y tipo de generación, incluyendo la generación acogida a régimen de autoconsumo con excedentes.

A los efectos de cómputo del margen de capacidad disponible en la red de transporte, el operador del sistema contemplará toda la generación en la red de distribución con afección significativa, que deberá ser comunicada por los respectivos gestores. A este respecto, se instrumentarán mecanismos de intercambio de información entre gestores de redes que minimicen la carga manual de datos. Dicha comunicación no guarda relación ni condiciona los ‘Criterios para determinar la influencia de productores en otra red distinta a la que se solicite los permisos a los efectos de establecer la necesidad del correspondiente informe de aceptabilidad’, objeto del anexo III de la Circular 1/2021, y por lo tanto de ella no podrá derivarse un tratamiento más restrictivo para la evaluación de las solicitudes de instalaciones de generación conectadas a las redes de distribución.

La capacidad de acceso otorgada a una instalación y la estimación sobre la probabilidad de restricciones que en su caso pudiera aportarse no deben entenderse como capacidad o probabilidad garantizada de producción, pudiendo ser necesario aplicar restricciones en la producción –mayores de las estimadas, en su caso– derivadas de las situaciones de operación en tiempo real, incluyendo la disponibilidad efectiva de los elementos de red, y de la evolución del conjunto del sistema. En este ámbito, una instalación de generación con permiso de acceso otorgado previamente lo mantendrá aunque la aplicación de nuevos criterios o la realización de una nueva valoración implique una reducción en la capacidad de acceso calculada en su nudo o zona, sin perjuicio de que ello pueda aumentar su probabilidad de restricciones de producción, o que ello pueda requerir la necesidad de estudios específicos complementarios para asegurar el correcto funcionamiento de la instalación, de instalaciones cercanas y del conjunto del sistema, para lo cual el operador del sistema podrá requerir información específica a los promotores afectados por dicha circunstancia.

En particular, el operador del sistema podrá solicitar a los titulares de instalaciones de generación y almacenamiento en funcionamiento y con permiso de acceso otorgado información adicional y modelos de simulación que representen el comportamiento real de los MGE y almacenamiento para la realización de estudios de estabilidad transitoria y transitorios electromagnéticos. Dichos titulares deberán remitir al operador del sistema la información solicitada en un plazo no superior a tres meses desde la solicitud, y serán responsables de enviar las actualizaciones necesarias de dicha información derivadas de la evolución del proyecto o de cambios en la instalación. Dentro del plazo precedente, el solicitante podrá solicitar justificadamente la necesidad de ampliación.

Durante la valoración del acceso a la red para una instalación que presente alguna singularidad técnica, con independencia de la existencia de capacidad de acceso disponible en el nudo o zona según los criterios expuestos en siguientes apartados, el operador del sistema podrá requerir información adicional de la instalación de generación o de sus instalaciones de conexión a la red, así como estudios para asegurar el cumplimiento de los criterios de seguridad y de los rangos de tensión y frecuencia recogidos en la normativa en los puntos de conexión de las instalaciones de generación conectadas o con permiso de acceso concedido. A estos efectos, se consideran instalaciones con singularidad técnica, aquellas en las que la conexión se realice a través de líneas de alta tensión en corriente continua (HVDC), contengan dispositivos FACTS o estén conectadas en nudos cercanos a otros sistemas HVDC o FACTS.

La información requerida para la evaluación de la capacidad de acceso será la que se establezca reglamentariamente y sea publicada en el portal del operador del sistema.

En los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares no se considerará simultaneidad entre la energía eléctrica generada por las instalaciones clasificadas como categoría A en el artículo 2 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio y por el resto de la producción renovable en el nudo correspondiente, con la excepción de aquella generación eléctrica de las instalaciones clasificadas como categoría A que fuera necesaria como «must-run»(1) para estabilidad y aportación de reservas.

(1) Un escenario de generación síncrona mínima (GSM) o «must-run síncrono» se define como la generación síncrona mínima que es necesario acoplar para garantizar la estabilidad y correcto funcionamiento del sistema eléctrico. La GSM viene determinada por la potencia, ubicación y tecnología de los grupos síncronos acoplados en los escenarios de estudio, la problemática a resolver, la red y las capacidades técnicas de todos los generadores acoplados (síncronos y no síncronos).

4.2 Determinación de la capacidad de acceso.

La capacidad de acceso de un nudo o zona de la red para un tipo de generación será el mínimo de las capacidades resultantes de los criterios de potencia de cortocircuito, de comportamiento estático y de comportamiento dinámico que le fueran de aplicación.

La valoración para cada uno de los criterios mencionados se llevará a cabo sobre un conjunto de escenarios de operación representativos del año horizonte final del Plan vigente de desarrollo de la red de transporte, caracterizados por la evolución de la demanda eléctrica y de la potencia instalada de generación y de almacenamiento en el escenario de referencia utilizado durante el proceso de planificación o posteriores actualizaciones, en condiciones de disponibilidad completa de red, según se describe en los siguientes apartados.

4.2.1 Capacidad de acceso por potencia de cortocircuito.

Este criterio será de aplicación para la valoración de la capacidad de acceso de MPE.

Con objeto de contemplar la influencia eléctrica mutua entre nudos cercanos y entre MPE conectados a ellos, se definen:

• a) Zona de Influencia Eléctrica (ZIE): Conjunto de nudos de la red de transporte eléctricamente próximos en los que la variación de tensión en un nudo provoca una variación de tensión significativa sobre el resto de nudos del conjunto, para lo que se utilizará el Factor de Interacción Múltiple.
• b) Factor de Interacción Múltiple (MIIF, Multi Infeed Interaction Factor):

  

  ΔV_i: Variación de tensión (kV o p.u.) en el nudo i.

  ΔV_j: Variación de tensión (kV o p.u.) inducida en el nudo j como consecuencia de la variación de tensión del nudo i.

  Se considera que dos nudos (nudo i y nudo j) de la red de transporte pertenecen a la misma ZIE si cualquiera de los índices MIIF_ij o MIIFji, evaluados mediante flujos de carga en régimen permanente, es mayor o igual que 0,98.

• c) Índice Ponderado de Potencia de Cortocircuito (WSCR, Weighted Short Circuit Ratio): Relación ponderada entre la S_cc y las capacidades máximas de acceso de MPE en nudos de una misma ZIE, según la siguiente expresión:

  

  S_{cc i}: Potencia de cortocircuito trifásica efectiva en MVA del nudo i perteneciente a la ZIE.

  N: Número de nudos que constituyen la ZIE.

  P_MPEi: Capacidad máxima en MW de MPE conectados o con permiso de acceso otorgado y otorgable en el nudo i perteneciente a la ZIE.

  Se define potencia de cortocircuito trifásica efectiva (Scc), a efectos de la valoración del índice WSCR, como la potencia de cortocircuito trifásica aportada por los equipos que contribuyen a la fortaleza del sistema; es decir, se considerará a estos efectos únicamente la aportación de corriente de cortocircuito de la generación síncrona.

  En caso de incorporación de compensadores síncronos (CS) a uno o más MPE con previsión de conexión en un nudo de la red de transporte, se requerirá una solicitud de acceso cuya capacidad se determinará con un valor de Scc que tenga en cuenta la aportación de dicha compensación. La capacidad de acceso otorgada en este tipo de solicitudes estará supeditada a que la solución final del CS y su esquema de conexión aseguren que la Scc aportada por el CS en el punto de conexión a red sea al menos la misma que la que se evaluó para el otorgamiento del permiso de acceso conforme a la información remitida en ese momento. En todo caso, la puesta en servicio de los compensadores síncronos considerados en las mencionadas solicitudes, sus permisos correspondientes y su funcionamiento efectivo, serán condición indispensable para la puesta en servicio y funcionamiento de los MPE correspondientes a la solicitud coordinada.

  El diseño de CS deberá ser tal que su incorporación no empeore la estabilidad oscilatoria del sistema, por ejemplo, mediante el uso de sistemas estabilizadores de potencia (PSS: Power Systems Stabilizers). La potencia de los CS conectados deberá ser suficiente para asegurar que se cumplen, considerando la potencia activa producida instantáneamente por los MPE, los umbrales de admisibilidad WSCR del nudo. El diseño de las soluciones con CS deberá realizarse de forma que el OS pueda conocer en tiempo real el estado de funcionamiento de estos equipos. Adicionalmente en el diseño se tendrá en cuenta que, con objeto de mantener los valores de corriente de cortocircuito en el rango de valores admitidos por los procedimientos de operación, el OS podrá solicitar en la operación en tiempo real al titular de la instalación la desconexión del CS.

  En caso de hibridación con generadores o almacenamiento síncrono que tengan la posibilidad de funcionar como CS, éstos podrán ser tenidos en cuenta a efectos de evaluación de capacidad de acceso por criterio WSCR. Se considerará el aporte de Scc de la máquina síncrona funcionando como CS y le aplicarán los condicionantes y obligaciones respecto a su funcionamiento especificados en el párrafo anterior.

  No podrán considerarse como CS a los efectos aquí previstos de evaluación de capacidad de acceso, equipos de electrónica de potencia (por ejemplo, MPE o baterías o cualquier otro equipo FACTS con convertidores grid-forming) dado que no aportan potencia de cortocircuito trifásica efectiva conforme a lo definido en estas especificaciones de detalle.

  Los MPE con tecnología grid forming (GFM) podrían tener un tratamiento particular en relación con la aplicación del criterio de potencia de cortocircuito. Para ello será necesario que exista normativa nacional aprobada que defina explícitamente el concepto GFM y los requerimientos técnicos aplicables. Tras la aprobación de esta normativa el OS dispondrá de dos meses para proponer a la CNMC el lanzamiento de un grupo de trabajo con el sector al objeto de definir una propuesta de modificación de las especificaciones de detalle adaptadas a esta tecnología.

  En el caso de que nuevas solicitudes de acceso con CS pudieran afectar a la seguridad del sistema por motivos tales como superación de los valores máximos admisibles de corriente de cortocircuito en el nudo o en la zona o riesgo de interacciones con otros equipos, el OS publicará, previa comunicación a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, un listado justificativo de nudos en los que concurran dichas circunstancias. Este informe deberá especificar, para cada nudo, las razones de seguridad que limitan o anulan la capacidad de acceso disponible en caso de incorporación de CS.

  Para el análisis de la incorporación de CS a uno o más MPE con previsión de conexión en un nudo de la red de distribución con afección significativa sobre la red de transporte y ubicados en nudos donde exista o esté planificada una transformación directa a dicha red, en aquellos casos en los que el gestor de la red de distribución haya considerado la información relativa al CS en la valoración de la capacidad de acceso en su red, el OS tendrá en cuenta dicha información a efectos de la evaluación de la capacidad de acceso de la solicitud de aceptabilidad. La evaluación se determinará con un valor de Scc que tenga en cuenta la aportación de dicha compensación en el nudo de la red de transporte y aplicarán los mismos condicionantes y consideraciones que los mencionados en párrafos anteriores para solicitudes de CS ligadas a MPE conectados en nudos de la red de transporte.

  La capacidad de acceso de los nudos de una ZIE se distribuirá por defecto en función de su Scc, tal y como se indica en la siguiente expresión. Así, la capacidad de acceso (en MW) del nudo j, sería:

  

  siendo:

S_ccj: Potencia de cortocircuito trifásica efectiva en MVA del nudo j perteneciente a la ZIE.

N: Número de nudos que constituyen la ZIE a la que pertenece el nudo j.

La distribución de capacidad de acceso en una ZIE de la red de transporte podrá asimismo tener en cuenta los permisos otorgados, así como aquellas limitaciones por viabilidad físico-técnica u otros motivos justificados que puedan afectar a los nudos integrantes.

En el caso que un nudo pertenezca a más de una ZIE, el valor de capacidad de acceso será, por defecto, el mínimo que corresponda a la aplicación del criterio de reparto proporcional a S_cc antes referido a cada una de las ZIE.

La determinación de la capacidad de acceso por S_cc y la definición de ZIE se evaluará a partir de escenarios del año horizonte de la planificación vigente representativos de situaciones de baja S_cc en el sistema, al objeto de reducir el riesgo de interacciones entre controles de MPE o de un mal funcionamiento de los equipos o del propio sistema. Se entenderán como escenarios representativos de baja S_cc aquellos que reflejen perfiles de S_cc con probabilidad de ser superada del orden del 95 % (percentil 5), lo que en la práctica puede asimilarse a escenarios con generación síncrona mínima (must-run síncrono). Para evaluar la capacidad de acceso a partir de escenarios de generación síncrona mínima, podrán postularse diferentes escenarios representativos de operación que reflejen de manera topológicamente equilibrada distintas hipótesis de distribución verosímil de la generación síncrona mínima necesaria en el sistema en el año horizonte de la planificación vigente.

La capacidad de acceso nodal y zonal por comportamiento de potencia de cortocircuito será de aplicación a los MPE con conexión directa a la red de transporte y a los MPE conectados en la RdD con afección significativa sobre la red de transporte, y ubicados en nudos donde exista o esté planificada una transformación directa a la RdT.

4.2.2 Capacidad de acceso por comportamiento estático.

Este criterio será de aplicación para la valoración de capacidad de acceso de MGES y de MPE.

La capacidad de acceso (MW) por comportamiento estático en un nudo se determinará como la potencia máxima inyectable en dicho nudo que no origina sobrecargas en las ramas de la red de transporte que sean inadmisibles según los criterios de seguridad y funcionamiento del sistema recogidos en el procedimiento de operación (PO) 13.1, en el PO 1.1 y en el PO 1 SEIE, ni en situaciones N (disponibilidad de las N ramas de la red de transporte) ni en situaciones N-X (indisponibilidad de X ramas de la red de transporte).

Para las situaciones de disponibilidad N-X se evaluarán asimismo las posibilidades derivadas de la aplicación de sistemas y mecanismos de reducción automática de producción (SRAP(2)) tras contingencia tal y como se regule en la normativa aplicable a tal efecto.

(2) Sistema de Reducción Automática de Potencia (SRAP).

La capacidad de acceso por comportamiento estático en un nudo podrá encontrarse condicionada por la capacidad de acceso de la Zona de Influencia Común por Comportamiento Estático, definida como el conjunto de nudos de la red de transporte con una sensibilidad similar a una determinada sobrecarga en la red y que, en consecuencia, compartirán una capacidad de acceso común por comportamiento estático.

Las Zonas de Influencia Común por Comportamiento Estático, siendo dos el número mínimo de nudos que la componen, se establecerán siguiendo los siguientes criterios:

• – Conjunto de nudos que se encuentran conectados al resto de la red de transporte mediante un único elemento de esta, es decir, en antena sobre un nudo de la red de transporte con el que formará la Zona de Influencia Común por Comportamiento Estático.
• – Conjunto de nudos no mallados en un eje según la definición de nudos mallados recogida en el PO 13.1.
• – Conjunto de nudos de distinta tensión conectados mediante unidad de transformación.
• – Conjunto de nudos agrupados mediante la clusterización de la matriz de sensibilidades del flujo en las ramas ante cambios en la inyección de potencia de los nudos.

La determinación de la capacidad de acceso por comportamiento estático se evaluará sobre un conjunto de casos obtenidos de la simulación de la operación del sistema en todas las horas del año horizonte de la planificación vigente. Dichos casos se caracterizarán, entre otros, por los valores de demanda, de potencia instalada de generación y almacenamiento y sus perfiles horarios de funcionamiento. Los perfiles de funcionamiento de las instalaciones estarán basados en la disponibilidad del recurso o en criterios de mercado y serán resultado de la optimización del sistema, todo ello en consonancia con el escenario de referencia utilizado durante el proceso de planificación o posteriores actualizaciones. De esta forma, el conjunto de casos utilizados resultará representativo de la operación a lo largo de un año completo, y permitirán una caracterización probabilística suficientemente robusta de la capacidad de acceso.

La selección de los casos se basará en un método de clusterización (como por ejemplo el K-Means), aplicado a las series horarias de producción, demanda e intercambios internacionales y obteniéndose al menos 100 casos representativos de estudio, cada uno con su probabilidad asociada.

La capacidad de acceso por comportamiento estático de cada nudo o Zona de Influencia Común por Comportamiento Estático es aquella para la cual la capacidad de la red es coherente, a nivel global de sistema, con el valor máximo de 5 % de vertido de energía (curtailment) establecido en el artículo 13.5 del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad, para fuentes de energía renovable. A fecha de aprobación de estas especificaciones de detalle, teniendo en cuenta el escenario de la planificación vigente, dicho valor se corresponde con una probabilidad de tiempo estimada del 10 %.

Por lo tanto, la capacidad de acceso por comportamiento estático de cada nudo o Zona de Influencia Común es aquella para la cual la capacidad de la red permite la evacuación de generación en los casos analizados con una probabilidad estimada del 90 % del tiempo, obtenido como resultante de la monótona de las capacidades de acceso en la selección de casos y combinado con la probabilidad de ocurrencia de dichos casos. Para instalaciones de almacenamiento stand-alone, es decir, aquellas no asociadas a ninguna tecnología de generación de energía eléctrica, y siempre que se preserve la operación segura del sistema, esta cifra se reducirá hasta una probabilidad estimada del 70 % del tiempo.

La evolución futura de los escenarios de planificación, considerando la demanda, el mix de generación y almacenamiento, la integración de nuevas tecnologías, etc., podrá conllevar una variación del umbral temporal del 10 % antes referido en aras de ser coherente con el umbral del 5 % de máximo vertido de energía del mencionado Reglamento (UE).

La capacidad de acceso nodal y zonal por comportamiento estático será de aplicación a la generación con conexión directa a la red de transporte y a la generación conectada a todos los nudos de la red de distribución que tengan afección significativa sobre la red de transporte en ambos ámbitos (nodal y zonal), en los términos establecidos en estas especificaciones de detalle.

4.2.3 Capacidad de acceso por comportamiento dinámico.

Este criterio será de aplicación para la valoración de capacidad de acceso de MGES y de MPE.

La estabilidad dinámica de un sistema se puede definir como la capacidad de un sistema para, tras una perturbación, alcanzar un nuevo estado de equilibrio aceptable o retornar al estado de equilibrio inicial, de forma que el régimen transitorio sea igualmente aceptable.

La capacidad de acceso por comportamiento dinámico en un nudo o zona se define como la máxima potencia que puede inyectarse a la red (MW) de manera compatible con los criterios de admisibilidad de estabilidad dinámica del sistema establecidos en los procedimientos de operación, en particular en el P.O. 13.1 en el ámbito peninsular y en el P.O. 13 en el ámbito de los SENP, y con los criterios y consideraciones indicados en este apartado.

La capacidad de acceso por comportamiento dinámico en un nudo podrá encontrarse condicionada por la capacidad de acceso de la Zona de Influencia Común por Comportamiento Dinámico. Se define Zona de Influencia Común por Comportamiento Dinámico como el conjunto de nudos de la red de transporte con una sensibilidad similar al cumplimiento de los criterios de estabilidad dinámica.

La capacidad de acceso nodal y zonal por comportamiento dinámico será de aplicación a la generación con conexión directa a la red de transporte y a la generación conectada a todos los nudos de la red de distribución que tengan afección significativa sobre la red de transporte en ambos ámbitos (nodal y zonal), en los términos establecidos en estas especificaciones de detalle.

Para determinar la capacidad de acceso por comportamiento dinámico se simularán faltas eléctricas coherentes con la metodología establecida en los criterios generales de protección para identificar las condiciones críticas de despeje de defectos. En base a lo anterior:

Se simularán faltas eléctricas trifásicas en la ubicación más crítica de las subestaciones de la red de transporte, dependiendo de su configuración.

El tiempo y la forma de eliminación de las faltas tendrán en cuenta la postulación del fallo de interruptor con repercusiones más negativas para la estabilidad considerándose la actuación de las protecciones de apoyo local (fallo de interruptor) y protecciones de apoyo remoto (segunda zona).

Adicionalmente, el tiempo crítico de eliminación de faltas será superior al mínimo alcanzable definido en los procedimientos de operación. Esto se traduce en que el tiempo crítico de eliminación de faltas no ha de ser inferior a 100 ms.

Con carácter general, para el sistema eléctrico peninsular español se considerarán inadmisibles desde el punto de vista de la estabilidad aquellas simulaciones dinámicas en las que se produzca alguno de los siguientes fenómenos:

• – Pérdida de sincronismo entre áreas de generación coherente, excepto el caso de los generadores que individualmente pierdan el sincronismo frente al resto del sistema eléctrico.
• – El régimen permanente final no cumple con los criterios de seguridad y funcionamiento del sistema para comportamiento estático establecidos en los procedimientos de operación para fallo múltiple. No obstante, no se considerarán inadmisibles aquellas violaciones que puedan eliminarse mediante acciones paliativas de la operación evitándose la posible pérdida de suministro extensiva o en cascada.
• – Desconexión de alguna línea de interconexión España-Francia, por implicar el incumplimiento de alguno de los dos primeros aspectos antes mencionados.
• – Amortiguamiento inferior al 5 % en las oscilaciones de la potencia eléctrica de algún generador.
• – Desconexiones de generación superiores a 3.000 MW ante faltas de 250 ms(3).

  (3) 250 ms es el mínimo tiempo de despeje con actuación correcta del sistema de protecciones y fallo de interruptor (N-1 de elemento sin redundancia) de acuerdo con la metodología de los tiempos críticos establecida en los «Criterios Generales de Protección». Se utiliza de acuerdo con el P.O.13.1 para la evaluación de la capacidad máxima de producción por nudo/zona como fallo de modo común con capacidad de provocar la desconexión de toda la generación de un mismo nudo o nudos eléctricamente próximos.

• – Algún nudo de la red presenta un tiempo crítico de despeje de defecto inferior a 100 ms. En la práctica, esto se asimila a desconexiones de generación superiores a 1.300 MW (máxima desconexión admisible por diseño de reservas del sistema) ante faltas mantenidas 100 ms.

  Con carácter general, para los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares se considerarán inadmisibles desde el punto de vista de la estabilidad aquellas simulaciones dinámicas en las que se produzca alguno de los siguientes fenómenos:

• – Pérdida de sincronismo entre áreas de generación coherente, excepto el caso de los generadores que individualmente pierdan el sincronismo frente al resto del sistema eléctrico.
• – El régimen permanente final no cumple con los criterios seguridad y funcionamiento del sistema para comportamiento estático establecidos en los procedimientos de operación para fallo múltiple. No obstante, no se considerarán inadmisibles aquellas violaciones que puedan eliminarse mediante acciones paliativas de la operación evitándose la posible pérdida de suministro extensiva o en cascada.
• – Amortiguamiento inferior al 5 % en las oscilaciones de potencia eléctrica de algún generador.
• – Pérdida de más del 10 % de la demanda por actuación directa de los sistemas de deslastre de carga por frecuencia.
• – Adicionalmente, para minimizar el riesgo para la estabilidad del sistema y las restricciones en la operación, los valores de capacidad de acceso para una salida de subestación de la red de transporte (o que pudiera desconectarse por fallo simple de un elemento de las instalaciones de conexión) estará sujeta a los límites resultantes de los correspondientes estudios de estabilidad realizados por el operador del sistema para cada uno de los subsistemas eléctricos no peninsulares.

  A efectos prácticos y atendiendo únicamente al criterio de la máxima desconexión de generación, la capacidad de acceso total de una subestación corresponderá a la máxima desconexión de generación admisible en el sistema menos la generación desconectada en otras subestaciones como consecuencia del defecto trifásico. En subestaciones de interruptor y medio, y en subestaciones con otras configuraciones que les sea de aplicación, se tendrán en cuenta otras consideraciones adicionales como consecuencia de postular la pérdida de un conjunto de posiciones tras el despeje del defecto trifásico. Este aspecto podrá derivar en limitaciones que pueden afectar a un conjunto de salidas de generación pertenecientes a una subestación, en función de la configuración topológica de dicha subestación.

  Las capacidades de acceso obtenidas de acuerdo con el criterio de la máxima desconexión de generación podrán ser validadas atendiendo al cumplimiento del resto de criterios de admisibilidad por estabilidad dinámica. En el caso de cumplimiento del resto de criterios de admisibilidad, la capacidad de acceso por estabilidad dinámica corresponderá a la obtenida aplicando únicamente el criterio de la máxima desconexión de generación. En caso contrario, será necesario reducir la capacidad de acceso obtenida en el punto anterior hasta que se garantice el cumplimiento de todos los criterios de admisibilidad.

  Para determinar la capacidad de acceso por comportamiento dinámico se postularán escenarios representativos de la operación en el horizonte final de la planificación vigente que reflejen adecuadamente las problemáticas principales y permitan analizar las potenciales situaciones de mayor riesgo asociadas a la estabilidad dinámica del sistema. Con carácter general, los escenarios postulados cumplirán con las siguientes características:

• – Generación síncrona acoplada: se considerará escenarios del año horizonte final de la planificación vigente representativos de generación síncrona mínima.
• – Intercambios con Francia: se podrán considerar escenarios importadores y exportadores, en particular, los valores objetivo de capacidad de intercambio considerados en los casos del año horizonte final de la planificación vigente, por representar las situaciones de mayor riesgo potencial para la estabilidad del sistema.
• – Producción de generación renovable: se considerará una producción elevada (percentil 95) basada en estadísticas reales de producción y/o en los niveles de producción contemplados en los escenarios de planificación.
• – Demanda: se considerarán valores de demanda de forma que la penetración de la generación renovable (la cobertura de la demanda con renovables) sea elevada, especialmente con MPE y que sean coherentes con las condiciones anteriores establecidas.
• – Almacenamiento: se considerarán perfiles de funcionamiento, coherentes con las condiciones establecidas en los puntos anteriores, y representativos atendiendo a los criterios de modelado del almacenamiento de los casos estáticos de referencia.
• – Capacidades y requisitos técnicos de los grupos generadores: se considerará el cumplimiento estricto de la normativa vigente para los generadores futuros, es decir, sin considerar capacidades técnicas superiores a las mínimas requeridas en esa normativa.

Adicionalmente se podrán evaluar escenarios representativos de elevada concentración zonal de generación en aras de poder analizar fenómenos dinámicos derivados de estas circunstancias y que no queden reflejados mediante el análisis de escenarios de baja generación síncrona acoplada.

ANEXO II
Especificaciones de detalle para la determinación de la capacidad de acceso de generación a las redes de distribución

1. Objeto y ámbito de aplicación

Estas Especificaciones de detalle, de conformidad con el procedimiento dispuesto en el artículo 13 de la Circular 1/2021, de 20 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología y condiciones del acceso y de la conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica, tienen por objeto los aspectos particulares de criterio y metodología para el cálculo de la capacidad de acceso a la red de distribución en la tramitación de las solicitudes de acceso de instalaciones de generación o de almacenamiento, ya sean nuevas o existentes que cambien sus características técnicas significativas.

Estas especificaciones recogen las condiciones en las que se elaborarán los estudios específicos para determinar la capacidad de acceso en un punto de conexión y el desarrollo de la red de distribución asociado a solicitudes de nuevas instalaciones de generación o de almacenamiento, o modificación de los permisos de acceso y conexión concedidos para adaptarlos a las características de la instalación modificada, ya sea por ampliación o modificación de las características de la instalación original.

Estas especificaciones son de aplicación a los siguientes sujetos:

• – Los gestores de la red de distribución.
• – Los titulares de instalaciones de generación, o de almacenamiento en los términos previstos en el artículo 6.3 del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, con conexión a la red de distribución.

2. Definiciones

A los efectos de la regulación contenida en estas especificaciones, se entenderá por:

• a) Red mallada: redes de distribución en las que el flujo de energía puede tener distintos orígenes, aunque su explotación habitual sea radial.
• b) Red mallada con apoyo efectivo: redes malladas en las que ante indisponibilidad de uno de sus elementos tiene capacidad para mantener el flujo de energía a las instalaciones que suministra.
• c) Red radial: redes en las que el flujo de energía tiene un único origen y ante indisponibilidad de uno de sus elementos, se ve interrumpido el flujo de energía a las instalaciones que suministra.
• d) Disponibilidad total de red: situación de red en la que, con la explotación habitual, se encuentran disponibles todos los elementos necesarios para mantener el funcionamiento normal dentro de los márgenes reglamentarios y en condiciones de seguridad, calidad y regularidad.
• e) Indisponibilidad simple de la red (N-1): situación de la red en la que se ha producido la indisponibilidad de uno cualquiera de elementos de la red (líneas o transformadores) respecto a la situación de disponibilidad total.
• f) Nudo mallado: barra o conjunto de barras del mismo nivel de tensión de una subestación en que se conectan tres o más líneas o, si se dispone de transformación a ese nivel desde un nivel de tensión superior, dos o más líneas. A efectos del cómputo del número de líneas se considerarán exclusivamente las que pertenezcan a la red de transporte o distribución y no se considerarán las provenientes de estructuras en antena o las que no proporcionen un socorro efectivo en caso de la pérdida de una conexión.
• g) Capacidad de acceso a un punto de conexión a la red de distribución: es la máxima potencia activa que puede inyectarse en dicho punto de manera compatible con los criterios de evaluación de capacidad de acceso de la Circular 1/2021, las presentes Especificaciones de detalle y del resto de normativa vigente.
• h) Factor de contribución (FC): se define el factor de contribución de un nudo i sobre una rama j (línea o transformador) como el incremento de flujo en la rama j referido al incremento de generación considerado en el nudo i.

  

• i) Afección Directa: Dado un determinado escenario de estudio (apartado 3.2), se considera que un nudo está directamente afectado por una limitación zonal en una rama de la red de distribución cuando el Factor de Contribución de dicho nudo sobre la rama limitante sea superior a un umbral del 10 %.

En ningún caso se considerará directamente afectada por una limitación en la red de distribución una solicitud a otra red de distribución distinta conectada a la primera que no cumpla los criterios definidos en el anexo III de la Circular 1/2021 a los efectos de establecer la necesidad del correspondiente informe de aceptabilidad.

3. Capacidad de acceso

3.1 Consideraciones generales.

La información requerida para la evaluación de la capacidad de acceso será la que se establezca reglamentariamente y sea publicada en el portal web del distribuidor. A efectos de la relación entre distribuidores, estos se podrán coordinar para establecer cuál es la información necesaria que deberá presentarse en el caso de requerirse el informe de aceptabilidad, información esta que en ningún caso podrá ser más detallada que la establecida reglamentariamente.

La evaluación de la capacidad de acceso para instalaciones de generación con conexión a la red de distribución se basará en el cumplimiento de los criterios técnicos de seguridad, regularidad, calidad del suministro del sistema eléctrico establecidos en la normativa vigente, así como de los criterios incluidos en estas especificaciones de detalle. En particular, como condición para la valoración del acceso, la solicitud deberá cumplir con los requisitos técnicos que se establezcan en la normativa para la generación y sus instalaciones de conexión a la red de distribución.

En el caso de instalaciones de almacenamiento, la evaluación de la capacidad de acceso se basará en un estudio realizado según los criterios que le sean de aplicación tanto en su condición de demanda como en su condición de generación, de forma que se tome en consideración su régimen de funcionamiento, en particular su patrón típico de inyección y/o absorción de potencia a la red.

La valoración del acceso a la red para una instalación que incluya la excepción del cumplimiento de alguno de los requisitos técnicos recogidos en los Reglamentos Europeos de Conexión solo se realizará si se ha aportado, previamente a la solicitud de acceso, la resolución por la que se reconozca la excepción por parte de la autoridad competente conforme a lo establecido en el artículo 62 del Reglamento (UE) 2016/631.

Para determinar la capacidad de acceso en un punto de conexión se realizará un estudio específico según los escenarios y condiciones que se detallan en los siguientes apartados. Este estudio abarcará como mínimo el conjunto de nudos con influencia al punto de conexión y que comparten limitación según los criterios que se recogen en este procedimiento.

La capacidad de acceso tendrá carácter nodal. No obstante, cuando se alcancen una o varias limitaciones según los criterios que se definen en estas Especificaciones de detalle, quedará agotada la capacidad en todos los nudos que se vean directamente afectados por dichas limitaciones, se den o no en su mismo nivel de tensión, lo que supondría la imposibilidad de conceder más capacidad de acceso.

Asimismo, se cumplirán los siguientes criterios de arquitectura de red para la conexión de una instalación de generación (o conjunto de instalaciones) que requiera una nueva posición en una subestación existente de la red de distribución o a la partición de una línea existente con entrada y salida en una nueva subestación. La conexión preferente será en subestación existente por eficiencia del sistema. No obstante, se permitirá la conexión mediante nueva subestación de entrada y salida a una LAT (igual o superior a 36 kV), siempre que la red resultante no contenga más de tres nudos no mallados entre nudos mallados en redes de tensión igual o superior a 50 kV, y cinco en redes de inferior tensión.

También se establecen los umbrales que pueden admitir las redes de distribución y que serán evaluados por el gestor de la red a la que se solicita los permisos de acceso y conexión:

(3) Potencia máxima de conexión en cualquier punto de la red de baja tensión.

Si la aplicación de la tabla en un punto inviabiliza la conexión por no existir niveles de tensión compatibles con la solicitud y dicha solicitud no es posible adaptarla por cuestión de sus características/recurso renovable, el gestor de la red de distribución podrá utilizar, excepcionalmente, valores diferentes a condición de que sea técnicamente viable y se cumplan los requisitos técnicos establecidos(4)

(4) Por ejemplo, en una solicitud de acceso y conexión de 4 MW en una zona donde sólo existen redes de 66 kV se podría admitir la apertura de la línea, aunque la solicitud fuera inferior al umbral mínimo admitido en la tabla, si se evidencia que la instalación solo puede desarrollar su actividad en dicho emplazamiento.

Si existen varias alternativas se elegirá la de menor tensión que resulte técnicamente viable.

La capacidad de acceso otorgada a una instalación de generación no debe entenderse como capacidad de producción garantizada, pudiendo ser necesario aplicar restricciones a la evacuación –mayores de las previstas, en su caso– derivadas de las situaciones de operación en tiempo real, incluyendo la indisponibilidad efectiva de los elementos de red, necesidades de mantenimiento y de la evolución del conjunto del sistema.

3.2 Escenario de estudio.

Para la determinación de la capacidad de acceso, así como las condiciones de conexión y el desarrollo de la red de distribución adecuados para atender una solicitud de conexión para generación a la red de distribución, se buscará mantener la fiabilidad y seguridad de la red, garantizándose que dicha conexión no suponga un deterioro de la calidad y seguridad en los suministros y generadores conectados o con permisos de conexión vigentes.

Para determinar la capacidad de acceso de una instalación de producción a la red de distribución en un punto de conexión, deberá realizarse un estudio concreto de la potencia máxima disponible en dicho punto de conexión. Dicho estudio será específico para cada solicitud y se realizará teniendo en cuenta los siguientes aspectos:

• a) Las instalaciones de generación, almacenamiento y consumo tanto en ese punto de conexión como en los restantes nudos de la red que pudieran tener influencia en dicho punto de conexión que, con anterioridad a la solicitud en estudio:
  • i. estuvieran puestas en servicio,
  • ii. o dispusieran de permisos de acceso y conexión vigentes,
  • iii. o dispusieran de una solicitud de permiso de acceso y conexión con prelación sobre la solicitud a evaluar según los criterios establecidos en el Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre.
• b) Las instalaciones de la red de transporte y distribución existentes y planificadas. La referida planificación será la conforme a:
  • – La planificación vigente de la red de transporte aprobada por la Administración General del Estado.
  • – Instalaciones incluidas en los planes de inversión de las empresas distribuidoras aprobados por la Administración General del Estado y cuya puesta en servicio esté incluida en el plan de inversiones anual de la empresa distribuidora (año n).
• c) El patrón de funcionamiento de las instalaciones mencionadas en lo relativo a las pautas de generación y consumo y, en particular, el consumo mínimo simultáneo previsto. El distribuidor podrá analizar las situaciones más críticas para la conexión de la nueva generación.

  Con carácter general, se recomienda usar un patrón de funcionamiento típico en la situación de demanda valle, con el siguiente escenario de estudio:

  • – Demanda estimada en situación de valle que, si no existen datos específicos, se puede tomar como el 55 % de la demanda máxima.
  • – Generación puesta en servicio, o con permisos vigentes. Se tendrán en cuenta las solicitudes de permisos de acceso y conexión con prelación sobre la solicitud a evaluar, según los criterios establecidos en el Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre. La generación se considerará al 90 % de su capacidad de acceso otorgada.

En el caso de las instalaciones de almacenamiento, se tendrá en consideración su configuración y perfil de funcionamiento y, en particular, su patrón típico de inyección y/o absorción de potencia a la red. Para ello, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobará mediante resolución unos patrones específicos que contribuyan a una mejor optimización del uso de la red y al tratamiento homogéneo por parte de los gestores de la red. Los gestores de las redes de distribución publicarán en su plataforma web dichos patrones.

Adicionalmente y en función de la información disponible y el nivel de digitalización de la red a estudio, se podrán considerar escenarios con diferentes situaciones de generación, demanda o explotación y aplicar análisis técnicos de carácter probabilístico que permitan admitir otros valores límite en los parámetros de control de forma temporal en los casos que el gestor de la red de distribución determine que se puedan presentar en las redes de distribución afectadas.

En este sentido, en caso de disponer de datos históricos y herramientas de análisis adecuadas, el estudio se podrá realizar sobre la base de los mismos, analizando los escenarios que el gestor de la red de distribución considere representativos para el funcionamiento de la red afectada, en particular mediante el uso de factores de simultaneidad o perfiles tipo.

3.3 Evaluación de la capacidad de acceso.

La conexión de un generador puede producir sobrecargas, tensiones inadmisibles o variaciones de tensión importantes en elementos muy distantes al punto de conexión, en niveles de tensión diferentes al de conexión, o incluso en redes propiedad de otros gestores de red.

Por lo tanto, los estudios de capacidad de acceso deben contemplar la red de distribución como un conjunto, debiendo considerar el posible efecto de un nuevo generador sobre cada uno de los elementos de la red en cualquier nivel de tensión coincidente o no con la tensión de conexión del generador. Cuando se establezca reglamentariamente que el nuevo generador pueda afectar a instalaciones gestionadas por otro gestor de red, será necesario verificar que también se cumplen los criterios de capacidad de acceso en sus redes.

Por ello la evaluación de la capacidad en las redes de distribución requiere realizar estudios individualizados para cada solicitud de acceso a la red, analizando el impacto sobre el resto de la red en estudio.

La capacidad de acceso de un punto de la red distribución para una solicitud de acceso de generación será el mínimo de las capacidades resultantes de los criterios definidos a continuación, que le fueran de aplicación, observando su cumplimiento en toda la red en estudio.

Las condiciones que deben cumplirse para aceptar una capacidad de acceso solicitada en las redes de distribución serán las siguientes.

3.3.1 Capacidad de acceso en condiciones de disponibilidad total.

La capacidad de acceso en condiciones de disponibilidad total en un punto de la red de distribución se determinará como la potencia activa máxima de la generación que puede inyectarse sin que origine sobrecargas en ningún elemento de la red de distribución ni tensiones que excedan el límite reglamentario.

La evaluación de la capacidad de acceso en condiciones de disponibilidad total se analizará en el escenario de estudio definido en el punto 3.2 de forma que sea representativo de la operación a lo largo de un año completo.

3.3.2 Capacidad de acceso en condiciones de indisponibilidad en redes malladas con apoyo efectivo (N-1).

En tanto no se aprueben procedimientos de operación de la distribución que definan contingencias específicas, la capacidad de acceso en un punto en condiciones de indisponibilidad simple de cualquier elemento de la red de distribución superior a 1 kV (línea o transformador) se determinará como la potencia activa máxima de generación que es posible inyectar en todos los casos de indisponibilidad sin que origine sobrecargas en ningún elemento de la red de distribución con influencia a instalaciones de consumo teniendo en consideración el umbral establecido para determinar la afección directa (factor de contribución FC).

De igual manera el generador tampoco originará tensiones en ninguna instalación de la red de distribución que excedan el límite reglamentario.

En aquellos casos en los que su utilización sea factible, se considerará la posibilidad de soslayar una sobrecarga o tensión no reglamentaria en la red de distribución mediante mecanismos automáticos de teledisparo o sistemas que permitan realizar una reducción parcial de carga de grupos generadores. Se deberá tener en cuenta que la utilización de los citados elementos está limitada por la variabilidad de la topología de la red y los elementos técnicos disponibles según los estándares de protección utilizados por cada gestor de red, por lo que, para que pueda considerarse factible, su aplicación deberá definirse por cada gestor de red en el que se realice la conexión.

La determinación de la capacidad de acceso en condiciones de indisponibilidad en redes malladas con apoyo efectivo se evaluará en el escenario de estudio definido en el punto 3.2 de forma que sea representativo de la operación a lo largo de un año completo. La red deberá mantener sus parámetros de funcionamiento dentro de los siguientes límites en caso de fallo simple (N-1):

• – No se producen pérdidas de mercado.
• – No se producen sobrecargas en las líneas de la red de distribución por encima de su límite térmico estacional.
• – No se producen sobrecargas en los transformadores de la red de distribución con respecto a su potencia nominal.
• – Las tensiones no exceden los límites reglamentarios.

No obstante, en el análisis específico de una solicitud se podrán evaluar criterios de razonabilidad para determinar las condiciones en las que se puede admitir cierto grado de sobrecarga que no supere un determinado número de horas al año en elementos de la red por una limitación en el escenario N-1. Estos criterios de razonabilidad se basarán en el posible empeoramiento que la incorporación de la nueva generación provocaría en la saturación de los elementos limitantes.

En concreto, podrán aceptarse solicitudes que en el escenario N-1 no supongan un incremento de más del 1 % en la saturación de los elementos de la red con afección directa en un nivel de tensión superior al de su punto de conexión, siempre que el número de horas estimadas en las que se produzca una sobrecarga por encima del 100 % no supere el 2 % de las horas del año.

Por otra parte, podrán aceptarse solicitudes con las que en el escenario N-1 se pueda alcanzar, en el caso más desfavorable, un umbral de saturación máximo del 120 %.

A efectos de evaluar el incremento en la saturación, se considerarán conjuntamente aquellas solicitudes que formen parte de una agrupación conforme a la definición del artículo 7 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

3.3.3 Capacidad de acceso en condiciones de conexión/desconexión.

La capacidad de acceso para una instalación (o conjunto de instalaciones que comparten punto de conexión) por condiciones de conexión/desconexión a la red en un punto se determinará como la producción máxima de la generación conectada que no origina:

• – Variación de tensión del ± 2,5 % en el punto de conexión al conectarse o desconectarse bruscamente cuando esté en redes de más de 36 kV y del ± 3 % en redes inferiores a 36 kV.
• – Variación de tensión por la desconexión simultánea de los generadores conectados a la misma barra o conjunto de barras acopladas en explotación normal de una subestación del ± 4 % cuando el punto de conexión esté en redes de más de 36 kV y del ± 5,5 % en redes inferiores a 36 kV.

La determinación de la capacidad de acceso en condiciones de conexión/desconexión se evaluará en el escenario de estudio definido en el punto 3.2 de forma que sea representativo a la operación a lo largo de un año completo.

3.3.4 Capacidad de acceso por potencia de cortocircuito para MPE. En la red de distribución se considerará que no existen zonas de influencia eléctrica (ZIE) respecto a la potencia de cortocircuito por lo que el índice WSCR queda equiparado al SCR aplicado a cada nodo de la red.

Siendo:

S_cc: Potencia de cortocircuito trifásica efectiva en MVA.

PMPE: Capacidad máxima en MW de MPE conectados o con permiso de acceso y conexión vigentes. Se tendrán en cuenta las solicitudes de permisos de acceso y conexión con prelación sobre la solicitud a evaluar, según los criterios establecidos en el Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre.

En caso de incorporación de Compensadores Síncronos a uno o más MPE con previsión de conexión en un nudo de la red de distribución, se requerirá una solicitud de acceso cuya capacidad se determinará con un valor de Scc que tenga en cuenta la aportación de dicha compensación. La capacidad de acceso otorgada en este tipo de solicitudes estará supeditada a que la solución final del CS y su esquema de conexión aseguren que la Scc aportada por el CS en el punto de conexión a red sea al menos la misma que la que se evaluó para el otorgamiento del permiso de acceso conforme a la información remitida en ese momento.

La potencia de cortocircuito se calculará en el escenario de estudio definido en el punto 3.2, en situación habitual de explotación de la red, sin tener en cuenta contingencias ni maniobras en la red.

La capacidad de acceso en un punto (punto de conexión en una línea o semibarras acopladas de una subestación) de la red de distribución no excederá de un umbral tal que la relación entre la potencia de cortocircuito calculada en ese punto, y la capacidad máxima de todos los MPE conectados, o con permisos de acceso y conexión vigentes, o con permisos de acceso y conexión informados favorablemente, sea inferior al valor mínimo definido por resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Se tendrán en cuenta las solicitudes de permisos de acceso y conexión con prelación sobre la solicitud a evaluar, según los criterios establecidos en el Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre.

3.3.5 Capacidad de acceso por potencia máxima a inyectar en un punto.

A los efectos de lo previsto en el anexo I.3 de la Circular 1/2021, de 20 de enero, de la CNMC, en las redes de tensión inferior a 36 kV y de baja tensión, la potencia máxima a inyectar por el total de la generación conectada a una línea, considerando todos los generadores conectados o con permisos de acceso y conexión vigentes no superará el 70 % de la capacidad térmica de ésta en su cabecera.

En el caso de que el punto de conexión sea en un centro de transformación, la potencia máxima a inyectar por el total de la generación conectada al nivel de baja tensión, considerando todos los generadores conectados o con permisos de acceso y conexión vigentes no superará el 70 % de la capacidad de transformación instalada.

En las redes de tensión igual o superior a 36 kV y en las barras de subestación no se utilizará este criterio, dado que el criterio 3.3.2 se puede realizar de forma precisa y proporciona mayor exactitud de la capacidad de acceso.

En todos los casos, se tendrán en cuenta las solicitudes de permisos de acceso y conexión con prelación sobre la solicitud a evaluar, según los criterios establecidos en el Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre.

4. Mapas de capacidad

Los distribuidores calcularán y publicarán las capacidades existentes en todos los nudos de las subestaciones AT/AT y AT/MT que operan, teniendo en cuenta el escenario de estudio definido en el apartado 3.2 y determinando, en cada una de sus barras de más de 1 kV, la máxima generación adicional que podría añadirse cumpliendo todos los criterios definidos en el apartado 3.3.

Cada gestor de red podrá publicar los correspondientes nudos con «0* MW», que serán nudos sin capacidad en el momento de la publicación del mapa de capacidad pero que podrían obtenerla condicionada a la ejecución de refuerzos en la red de distribución a cargo del solicitante. En caso de publicarse dicha información, deberá ir acompañada de una nota metodológica en la que se indique, con carácter general, los tipos de refuerzos que se han tenido en cuenta para la realización de los cálculos encaminados a obtener los nudos con «0* MW».

Los mapas de capacidad se publicarán al menos una vez al mes y contendrán la información necesaria para dar cumplimiento al artículo 12 de la Circular 1/2021. Se identificarán los nudos limitados por Scc, siendo los únicos en los que un Compensador Síncrono podría añadir capacidad.

La información publicada corresponde a los valores existentes en el momento del cálculo de la capacidad por parte del gestor de red.

Las capacidades de acceso publicadas deben considerarse como informativas, sin que eviten la necesidad de realizar un estudio específico para cada solicitud concreta, en el que se tendrá en cuenta cualquier variación del escenario de estudio surgida posteriormente a su publicación, tanto en el nudo en estudio como en otros nudos de la red que puedan tener influencia en el mismo debido a cambios en las instalaciones consideradas, tales como posibles variaciones en los escenarios de demanda y generación o puesta en servicio de nuevas instalaciones de distribución.

También debe ser considerado que, debido a la influencia que presentan entre sí los nudos en la red de distribución, la capacidad total disponible de una zona (conjunto de nudos) no debe considerarse como la suma de las capacidades de los nudos que la forman. En particular, la capacidad disponible en una subestación no deberá calcularse mediante una suma simple de las capacidades publicadas en los diferentes niveles de tensión de dicha subestación.