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Documento BOE-A-2015-13875

Resolucin de 18 de diciembre de 2015, de la Secretara de Estado de Energa, por la que se establecen los criterios para participar en los servicios de ajuste del sistema y se aprueban determinados procedimientos de pruebas y procedimientos de operacin para su adaptacin al Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de produccin de energa elctrica a partir de fuentes de energa renovables, cogeneracin y residuos.

TEXTO

El artculo 3.10 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico, establece, entre las competencias que corresponden a la Administracin General del Estado, regular los trminos en que se ha de desarrollar la gestin econmica y tcnica del Sistema Elctrico, aprobando las reglas de mercado y los procedimientos de operacin de carcter instrumental y tcnico necesarios.

Por su parte, el artculo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de produccin de energa elctrica, establece que el operador del sistema y la Comisin Nacional de Energa, actualmente Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, podrn proponer para su aprobacin por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, actual Ministerio de Industria, Energa y Turismo, los procedimientos de operacin de carcter tcnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestin tcnica del sistema, quien resolver previo informe de la citada Comisin.

El Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodologa de clculo de los precios voluntarios para el pequeo consumidor de energa elctrica y su rgimen jurdico de contratacin, determina en su disposicin adicional undcima que las propuestas de procedimientos de operacin de carcter tcnico e instrumental, mencionadas en el prrafo anterior, debern ir acompaadas del informe de los representantes de todos los sujetos del sistema definidos en el artculo 6 de la Ley24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico.

El artculo 10 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de produccin de energa elctrica a partir de fuentes de energa renovables, cogeneracin y residuos, establece las condiciones de la participacin de estas instalaciones en los servicios de ajuste del sistema en los siguientes trminos:

1. Las instalaciones objeto del presente real decreto podrn participar en los mercados asociados a los servicios de ajuste del sistema de carcter potestativo que se establezcan teniendo en cuenta lo siguiente:

a) Requerirn habilitacin previa del Operador del Sistema.

b) El valor mnimo de las ofertas para la participacin en estos servicios de ajuste del sistema ser de 10 MW, pudiendo alcanzarse dicho valor como oferta agregada de varias instalaciones.

2. La Secretara de Estado de Energa establecer, mediante resolucin, los criterios bajo los cuales las diferentes tecnologas objeto de este real decreto puedan ser consideradas aptas en toda o parte de su capacidad para participar en los servicios de ajuste, teniendo en cuenta las diferentes posibilidades de hibridacin, operacin integrada de instalaciones y uso de sistema de almacenamiento, entre otros. Esta resolucin ser objeto de publicacin en el ‘‘Boletn Oficial del Estado’’.

3. Las pruebas de habilitacin para participar en cada uno de los servicios de ajuste ser aprobadas mediante resolucin de la Secretara de Estado de Energa a propuesta del Operador del Sistema, la cual ser publicada en el ‘‘Boletn Oficial del Estado’’.

Con fecha 31 de julio de 2014, la Direccin General de Poltica Energtica y Minas solicit al operador del sistema una propuesta de criterios bajo los cuales las tecnologas renovables, de cogeneracin y residuos puedan ser consideradas aptas en toda o parte de su capacidad para participar en los servicios de ajuste, as como de los procedimientos de pruebas de habilitacin para participar en dichos servicios de ajuste.

Con fecha 15 de septiembre de 2014 el operador del sistema remite las propuestas de pruebas para la habilitacin de las instalaciones para participar en los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo por un lado y para la participacin en el servicio de regulacin secundaria por otro. Las citadas propuestas fueron remitidas a la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia solicitando informe previo trmite de audiencia en el Consejo Consultivo de Electricidad. Esta propuesta se acompaaba de los comentarios de los sujetos de mercado y la respuesta del operador del sistema a los mismos.

En este escrito de 15 de septiembre el operador del sistema indica que, bajo el punto de vista de la operacin del sistema elctrico, toda instalacin que acredite adecuadamente su capacidad para la prestacin de un determinado servicio de ajuste del sistema, mediante la superacin con xito de las pruebas de habilitacin establecidas al efecto, podra ser considerada apta para participar en dichos servicios.

Con fecha 30 de julio de 2015 la Sala de Supervisin Regulatoria de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia aprob el Acuerdo por el que se emite informe a solicitud de la Secretara de Estado de Energa sobre la propuesta del Operador del Sistema de Pruebas de Habilitacin para la participacin en los servicios de gestin de desvos, regulacin terciaria y secundaria.

Asimismo, con fecha 1 de abril de 2015 el operador del sistema remiti la propuesta de modificacin de los procedimientos de operacin 3.1 Programacin de la generacin,3.2 Resolucin de restricciones tcnicas, 3.3 Gestin de desvos generacin-consumo,3.7 Programacin de la generacin de origen renovable no gestionable, 3.8 Participacin de las instalaciones de produccin durante la fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento, 7.2 Regulacin secundaria, 7.3 Regulacin terciaria, 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema y 14.8 Sujeto de liquidacin de las instalaciones de rgimen especial, para su adaptacin al Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, as como para la introduccin de otras mejoras. Dicha propuesta, acompaada de los comentarios de los sujetos de mercado y la respuesta del operador del sistema a los mismos, fue remitida a la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia solicitando informe previo trmite de audiencia en el Consejo Consultivo.

Con fecha 30 de julio de 2015 la Sala de Supervisin Regulatoria de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia aprob el acuerdo por el que se emite informe sobre la propuesta del operador del sistema de modificacin de los anteriormente referidos Procedimientos de Operacin P.O.3.1, P.O.3.2, P.O.3.3, P.O.3.7, P.O.3.8, P.O.7.2, P.O.7.3, P.O.14.4 y P.O.14.8.

Por otro lado, con fecha 21 de octubre de 2014 el operador del sistema remiti la propuesta de modificacin del procedimiento de operacin P.O. 9 Informacin intercambiada por ‘el Operador del Sistema, para la incorporacin de los cambios necesarios para su adaptacin a la siguiente regulacin europea: Reglamento (UE) n1227/2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energa (REMIT), y Reglamento (UE) n 543/2013, sobre la presentacin y publicacin de datos de los mercados de la electricidad y por el que se modifica el anexo I del Reglamento (CE) n714/2009 (Reglamento de Transparencia).

Esta propuesta recoga asimismo las modificaciones necesarias para su adaptacin a la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico y al Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de produccin de energa elctrica a partir de fuentes de energa renovables, cogeneracin y residuos, y se acompaaba de los comentarios de los sujetos de mercado y la respuesta del operador del sistema a los mismos.

Con fecha 30 de julio de 2015 la Sala de Supervisin Regulatoria de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia aprob el acuerdo por el que se emite informe sobre la propuesta del operador del sistema de modificacin del Procedimiento de Operacin 9 Informacin intercambiada por el operador del sistema.

Vista la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico, y el artculo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de produccin de energa elctrica, y el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, regula la actividad de produccin de energa elctrica a partir de fuentes de energa renovables, cogeneracin y residuos;

Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema de modificacin de criterios de aptitud para participar en los servicios de ajuste del sistema, de los procedimientos de operacin P.O.3.1, P.O.3.2, P.O.3.3, P.O.3.7, P.O.3.8, P.O.7.2, P.O.7.3, P.O. 9, P.O.14.4 y P.O.14.8 y de procedimientos de pruebas para participar en los servicios de ajuste del sistema;

Vistos los Informes de 30 de julio de 2015 de la CNMC a las citadas propuestas,

Esta Secretara de Estado, resuelve:

Primero. Definicin de los criterios de aptitud para participar en los servicio de ajuste del sistema.

1. Sin perjuicio de lo establecido en el prrafo siguiente, se considerarn aptas para participar en cada servicio de ajuste del sistema aquellas instalaciones de produccin de energa elctrica a partir de fuentes de energa renovables, cogeneracin y residuos que superen con xito el correspondiente procedimiento de pruebas.

2. Se consideran aptas para participar en la fase II de Restricciones Tcnicas del programa diario base de funcionamiento (PDBF) las siguientes unidades de programacin:

a) Unidades de venta de energa asociadas a instalaciones de produccin cuyo coeficiente de disponibilidad segn su tecnologa, cumpla en cada momento con los criterios establecidos por resolucin del Secretario de Estado de Energa.

Segundo. Criterios de aptitud transitorios.

De manera transitoria hasta que no se apruebe la resolucin indicada en el punto 2.a) del apartado primero, se considerarn aptas para participar en la fase II de Restricciones Tcnicas:

a) Las instalaciones de produccin cuyo coeficiente de disponibilidad, sea superior al50 por ciento.

b) Las instalaciones de produccin cuyo coeficiente de disponibilidad sea inferior al50 por ciento pero que superen satisfactoriamente las pruebas para la participacin en los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo. Las instalaciones que superen estas pruebas a los efectos exclusivos de participacin en el servicio de Restricciones Tcnicas no tendrn la obligacin de participar en los servicios de ajuste de terciara ni de desvos.

A estos efectos, se tendr en cuenta el coeficiente de disponibilidad para el clculo de la potencia disponible a efectos del pago asociado a la retribucin de Red Elctrica de Espaa, S.A., como operador del sistema, y del Operador del Mercado Ibrico de Energa, Polo Espaol fijado en la orden en la que se establezcan los peajes de acceso de energa elctrica de aplicacin en cada ao.

Tercero. Aprobacin de los procedimientos para la operacin del sistema elctrico.

Se aprueban los procedimientos para la operacin del sistema elctrico siguientes, que se insertan como anexo I de esta resolucin:

a) P.O.3.1, Programacin de la generacin.

b) P.O.3.2, Restricciones tcnicas.

c) P.O.3.3, Gestin de desvos.

d) P.O.3.7, Aplicacin de limitaciones a las entregas de produccin de energa en situaciones no resolubles con la aplicacin de los servicios de ajuste del sistema.

e) P.O.3.8, Participacin de las instalaciones de produccin durante la fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento.

f) P.O.7.2, Regulacin secundaria.

g) P.O.7.3, Regulacin terciaria.

h) P.O. 9, Informacin intercambiada por el operador del sistema.

i) P.O.14.4, Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.

j) P.O.14.8, Sujeto de liquidacin de las instalaciones de produccin.

Cuarto. Aprobacin de los procedimientos de pruebas para la participacin en los servicios de ajuste del sistema elctrico.

Se aprueban los procedimientos de pruebas para la participacin en los servicios de ajuste del sistema elctrico siguientes, que se insertan como anexo II de esta resolucin:

a) Pruebas para la participacin en los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo.

b) Pruebas para la participacin activa en el servicio de regulacin secundaria.

Quinto. Aplicabilidad.

A partir del 10 de febrero de 2016 sern de aplicacin los criterios de aptitud y criterios de aptitud transitorios definidos en el apartado primero y segundo y los procedimientos para la operacin del sistema elctrico siguientes:

a) P.O.3.1, Programacin de la generacin.

b) P.O.3.2, Restricciones tcnicas.

c) P.O.3.3, Gestin de desvos.

d) P.O.3.7, Aplicacin de limitaciones a las entregas de produccin de energa en situaciones no resolubles con la aplicacin de los servicios de ajuste del sistema.

e) P.O.7.2, Regulacin secundaria.

f) P.O.7.3, Regulacin terciaria.

g) P.O. 9, Informacin intercambiada por el operador del sistema.

h) P.O.14.4, Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.

Sexto. Seguimiento de la participacin.

1. El Operador del Sistema constituir un Grupo de Seguimiento de la participacin de las tecnologas renovables en los servicios de ajuste del sistema, formado por representantes de los participantes en dichos servicios. Tambin podr estar representada la Direccin General de Poltica Energtica y Minas del Ministerio de Industria, Energa y Turismo y la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia. El objetivo de este Grupo de Seguimiento ser facilitar la implementacin de los procedimientos aprobados en esta resolucin, seguimiento de su implantacin y elaborar propuestas de mejora.

Dentro de este grupo se analizar la situacin actual y se valorarn propuestas de mejora de las zonas de balance de los Sujetos de Liquidacin y del servicio de regulacin secundaria, pudindose remitir a la Secretara de Estado de Energa una propuestas de diseo de estos segmentos de mercado.

2. El operador del sistema remitir a la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, as como al Ministerio de Industria, Energa y Turismo, un informe anual en el que analizar, para las diferentes tecnologas, la evolucin y el cumplimiento de los requisitos de los servicios de ajuste de regulacin secundaria, terciaria y desvos, las penalizaciones aplicadas por los incumplimientos que se hubieran producido y la evolucin del coste de dichos servicios.

Octavo. Eficacia.

La presente resolucin surtir efectos el da siguiente al de su publicacin en el Boletn Oficial del Estado.

Noveno. Prdida de efectos.

1. A partir de la fecha en que sean de aplicacin los correspondientes procedimientos de operacin aprobados por la presente resolucin quedan sin efecto los siguientes procedimientos de operacin del sistema:

a) P.O.3.1, Programacin de la generacin aprobado por Resolucin de 8 de mayo de 2014, de la Secretara de Estado de Energa, por la que se aprueba la modificacin de los procedimientos de operacin del Sistema Elctrico Peninsular (SEP), P.O.–3.1 Programacin de la generacin y P.O.–4.0 Gestin de las interconexiones internacionales, y se dejan sin efecto los procedimientos P.O.–4.1 y P.O.–4.2, en relacin con el proceso de integracin de mercados a nivel europeo.

b) P.O.3.2, Resolucin de restricciones tcnicas aprobado por Resolucin de 1 de agosto de 2013, de la Secretara de Estado de Energa, por la que se aprueba la modificacin de los procedimientos de operacin del Sistema Elctrico Peninsular (SEP), P.O.–3.1, P.O.–3.2, P.O 3.8 y P.O. 3.9, para su adaptacin al cambio de la hora de cierre del mercado diario MIBEL a las 12h00 CET.

c) P.O.3.3 Gestin de desvos generacin-consumo aprobado por Resolucin de 18 de mayo de 2009, de la Secretara de Estado de Energa, por la que se aprueban los procedimientos de operacin del sistema 1.6, 3.1, 3.2, 3.3, 3.7, 7.2, 7.3 y 9 para su adaptacin a la nueva normativa elctrica.

d) P.O.3.7, Programacin de la generacin de origen renovable no gestionable aprobado por Resolucin de 18 de mayo de 2009, de la Secretara de Estado de Energa.

e) P.O.3.8, Participacin de las instalaciones de produccin durante la fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento aprobado por Resolucin de 1 de agosto de 2013, de la Secretara de Estado de Energa.

f) P.O.7.2, Regulacin secundaria aprobado por Resolucin de 18 de mayo de 2009, de la Secretara de Estado de Energa.

g) P.O.7.3, Regulacin terciaria aprobado por Resolucin de 8 de mayo de 2014, de la Secretara de Estado de Energa, por la que se aprueba la modificacin de los procedimientos de operacin del Sistema Elctrico Peninsular (SEP), P.O.–7.3 Regulacin terciaria, P.O.–14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema y P.O.–14.6 Liquidacin de intercambios internacionales no realizados por sujetos del mercado, para la implantacin de los intercambios transfronterizos de energas de balance.

h) P.O. 9, Informacin intercambiada por el operador del sistema aprobado por Resolucin de 24 de julio de 2012, de la Secretara de Estado de Energa, por la que se aprueba la modificacin de los procedimientos de operacin del Sistema Elctrico Peninsular (SEP) P.O.–3.1; P.O.–3.2; P.O.–9 y P.O.–14.4 y los procedimientos de operacin de los Sistemas elctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptacin a la nueva normativa elctrica.

i) P.O.14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema aprobado por Resolucin de 8 de mayo de 2014, de la Secretara de Estado de Energa, y modificado por Resolucin de 8 de junio de 2015, de la Secretara de Estado de Energa, por la que se aprueba la modificacin del procedimiento de operacin del sistema elctrico 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.

j) P.O.14.8 Sujeto de liquidacin de las instalaciones de rgimen especial aprobado por Resolucin de 28 de julio de 2008, de la Secretara General de Energa, por la que se aprueban los procedimientos de operacin de liquidaciones de los servicios de ajuste del sistema 14.1, 14.3, 14.4, 14.6, 14.7 y 14.8 y se deroga el Procedimiento P.O. 14.5 derechos de cobro y obligaciones de pago por garanta de potencia.

Madrid, 18 de diciembre de 2015.–El Secretario de Estado de Energa, Alberto Nadal Belda.

P.O. 3.1 PROGRAMACIN DE LA GENERACIN

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer el proceso de programacin diaria de la generacin a partir de las nominaciones de programas derivados de la ejecucin de contratos bilaterales con entrega fsica y de la casacin de ofertas de venta y de adquisicin de energa en el mercado diario e intradiario, de forma que se garantice la cobertura de la demanda y la seguridad del sistema.

Se incorporan tambin en este procedimiento los criterios aplicables para la definicin de las unidades de programacin (UP) utilizadas en el proceso de programacin de la generacin y localizadas en el sistema elctrico espaol.

La programacin incluye los siguientes procesos sucesivos:

a) El programa diario base de funcionamiento (PDBF).

b) El programa diario viable provisional (PDVP).

c) La asignacin de reserva de potencia adicional a subir.

d) La asignacin de reserva de regulacin secundaria.

e) Los programas horarios finales posteriores a las sucesivas sesiones del mercado intradiario (PHF).

f) La aplicacin, en su caso, del proceso de gestin de desvos.

g) Los programas horarios operativos establecidos en cada hora hasta el final del horizonte de programacin (P48).

h) El programa cierre (P48CIERRE).

2. mbito de aplicacin

Este procedimiento es de aplicacin a los siguientes sujetos:

a) Operador del Sistema (OS).

b) Sujetos del Mercado (SM).

3. Programas de energa, horarios, periodos de programacin y das inhbiles

Los programas de energa correspondern a valores de MWh con un mximo de una cifra decimal.

Todos los horarios y los periodos de programacin (intervalos temporales semiabiertos definidos por su hora de inicio y su hora de fin) establecidos en este procedimiento de operacin estn referidos a la Hora Central Europea o CET (Central European Time) o CEST (Central European Summer Time).

A efectos del proceso de programacin establecido en este procedimiento de operacin sern das inhbiles: los sbados, los domingos, los festivos en la plaza de Madrid, el 24 de diciembre y el 31 de diciembre.

4. Definiciones

4.1 Programa diario base de funcionamiento (PDBF): Es el programa de energa diario, con desglose por periodos de programacin, de las diferentes unidades de programacin correspondientes a ventas y adquisiciones de energa en el sistema elctrico peninsular espaol. Este programa es establecido por el OS a partir del programa resultante de la casacin del mercado diario (PDBC) comunicado por el Operador de Mercado (OM), y la informacin de ejecucin de contratos bilaterales con entrega fsica comunicada de acuerdo a lo establecido en el presente procedimiento de operacin.

4.2 Programa diario viable provisional (PDVP): Es el programa diario de unidades de programacin correspondientes a ventas y adquisiciones de energa en el sistema elctrico peninsular espaol, con desglose por periodos de programacin, que incorpora las modificaciones introducidas en el PDBF para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en aplicacin de los criterios de seguridad y las modificaciones necesarias para el reequilibrio generacin-demanda posterior.

4.3 Asignacin de reserva de potencia adicional a subir: Proceso de asignacin de ofertas de reserva de potencia adicional a subir realizado por el OS el da D-1 para garantizar la disponibilidad el da D, de la reserva de potencia adicional a subir, necesaria por razones de seguridad del sistema.

4.4 Asignacin de reserva de regulacin secundaria: Proceso de asignacin de ofertas de reserva de regulacin secundaria realizado por el OS el da D-1 para garantizar la disponibilidad el da D, de la reserva de regulacin secundaria a subir y a bajar, necesaria por razones de seguridad del sistema.

4.5 Programa horario final (PHF): Es la programacin establecida por el OS, con posterioridad a cada una de las sucesivas sesiones del mercado intradiario, de las unidades de programacin correspondientes a ventas y adquisiciones de energa en el sistema elctrico peninsular espaol, como resultado de la agregacin de todas las transacciones firmes formalizadas para cada periodo de programacin como consecuencia del programa diario viable y de la casacin de ofertas en el mercado intradiario una vez resueltas, en su caso, las restricciones tcnicas identificadas y efectuado el reequilibrio posterior.

4.6 Programa horario operativo (P48): Es el programa operativo de las unidades de programacin correspondientes a ventas y adquisiciones de energa en el sistema elctrico peninsular espaol que el OS establece en cada periodo de programacin hasta el final del horizonte diario de programacin. El programa horario operativo incorporar todas las asignaciones y redespachos de programa aplicados por el OS hasta su publicacin, 15 minutos antes del inicio de cada hora.

4.7 Restriccin tcnica: Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situacin del sistema produccin-transporte que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a travs de los correspondientes procedimientos de operacin, requiera, a criterio tcnico del OS, la modificacin de los programas de energa.

En particular pueden identificarse restricciones tcnicas debidas a:

a) Incumplimiento de las condiciones de seguridad en rgimen permanente y/o tras contingencia, definidas en el procedimiento de operacin por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operacin del sistema elctrico.

b) Insuficiente reserva de regulacin secundaria y/o terciaria.

c) Insuficiente reserva de potencia para garantizar la cobertura de la demanda prevista.

d) Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensin en la Red de Transporte.

e) Insuficiente reserva de capacidad para la reposicin del servicio.

Para la resolucin de estas restricciones se aplicarn los mecanismos descritos en los procedimientos de operacin por los que se establecen la resolucin de las restricciones tcnicas, la contratacin y gestin de reserva de potencia adicional a subir y la gestin de los servicios de ajuste del sistema.

4.8 Desvos generacin-consumo: Son los desvos originados por las diferencias entre la produccin real y la generacin prevista, variaciones de la demanda del sistema y/o modificaciones obligadas de los programas de produccin, as como por la existencia de diferencias importantes entre la demanda prevista en el sistema elctrico peninsular espaol y la demanda programada tras los resultados de las diferentes sesiones del mercado intradiario.

Para la resolucin de estos desvos generacin-consumo se aplicarn los mecanismos descritos en los procedimientos de operacin por los que se establece la gestin de los servicios de regulacin frecuencia-potencia, y tambin, cuando as sea aplicable, el mecanismo de gestin de desvos generacin-consumo, establecido igualmente en los procedimientos de operacin.

4.9 Programa cierre (P48CIERRE): Es el programa que queda establecido al finalizar el horizonte diario de programacin y que contiene los programas resultantes del programa diario base de funcionamiento y de las diferentes sesiones del mercado intradiario, as como las modificaciones de los programas asociadas a los procesos de resolucin de restricciones tcnicas y a la participacin de las diferentes unidades en los servicios de regulacin frecuencia-potencia del sistema y en el proceso de gestin de desvos generacin-consumo.

4.10 Nominacin de programas correspondientes a la ejecucin de contratos bilaterales con entrega fsica: Las nominaciones de los programas de energa correspondientes a la ejecucin de contratos bilaterales con entrega fsica sern realizadas por el sujeto vendedor y por el sujeto comprador, directa o indirectamente, al OS, en la forma y plazos contemplados en este procedimiento de operacin.

Nominacin directa: Cada uno de los SM que forman parte del contrato bilateral con entrega fsica nomina al OS el programa de energa de las unidades de programacin de las que es titular (o a las que representa), y con las que desea ejecutar dicho bilateral.

Nominacin indirecta: Uno de los SM que forman parte del contrato bilateral con entrega fsica es el responsable, previa la correspondiente autorizacin del SM que acta de contraparte, de efectuar la nominacin del programa de energa de todas y cada una de las unidades de programacin con las que ambos SM tienen previsto ejecutar dicho contrato bilateral. El SM responsable de realizar la nominacin se denominar Sujeto Nominador. La autorizacin al Sujeto Nominador, para ser efectiva, deber ser comunicada al OS. El OS informar al Sujeto Nominador de la fecha a partir de la cual su autorizacin para nominar es efectiva. Una vez autorizado un Sujeto Nominador para un contrato bilateral con entrega fsica, ste slo podr ser objeto de nominacin indirecta. En el caso de los contratos bilaterales internacionales fuera del mbito del Mercado Ibrico, la nominacin indirecta podr realizarla nicamente el SM titular (o el representante) de la UP localizada en el lado espaol de la correspondiente interconexin.

4.11 Subasta Diaria de Respaldo del acoplamiento de mercados diarios (SDR): Solucin de salvaguarda ante un desacoplamiento del mercado diario MIBEL del resto de mercados diarios acoplados de Europa para la asignacin de la capacidad de intercambio entre Francia y Espaa en el horizonte diario mediante subasta explcita.

4.12 Representacin directa: cuando el representante acte en nombre ajeno y por cuenta ajena, de acuerdo con lo dispuesto en el artculo 6.2 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico.

4.13 Representacin indirecta: cuando el representante acte en nombre propio pero por cuenta ajena, de acuerdo con lo dispuesto en el artculo 6.2 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

5. Programacin previa al da de operacin

5.1 Integracin de la energa procedente de las subastas de emisiones primarias de energa (SEP), cuando el ejercicio de las opciones sea por entrega fsica.

5.1.1 Establecimiento de los contratos bilaterales para la nominacin del ejercicio de las opciones adjudicadas en las subastas de emisiones primarias de energa: Mensualmente, con una antelacin no inferior a tres das hbiles respecto al primer da de cada mes, la entidad con funcin de agregador en las subastas de emisiones primarias de energa (EASEP) comunicar mediante el sistema de nominacin indirecta al OS:

La relacin de los SM tenedores de opciones de compra de emisiones primarias, derivadas de la adjudicacin en dichas subastas y de las posibles transferencias bilaterales de dichas opciones, utilizndose para esta identificacin los correspondientes cdigos Energy Identificacin Code (EIC).

El valor de potencia mxima asociado a cada pareja SM comprador - SM vendedor, y el periodo de validez de esta informacin.

En este caso, a efectos de la nominacin indirecta de los programas de energa, se considera que la Entidad Agregadora de las Subastas de Emisiones Primarias (EASEP) forma parte de los contratos bilaterales con entrega fsica (CBEP) conforme a los acuerdos que se establezcan entre esta entidad y los SM autorizados para participar en las Subastas de Emisiones Primarias.

Una vez recibida la informacin anteriormente mencionada de la entidad con funcin de agregador en las subastas de emisiones primarias de energa (EASEP), el OS generar automticamente en su sistema de informacin los correspondientes contratos bilaterales con entrega fsica asociados a la tenencia de opciones de compra de energa (CBEP), entre cada uno de los SM vendedores y aquellos SM tenedores de dichas opciones de compra de energa, para la ejecucin del proceso de nominacin de programas posterior al ejercicio de dichas opciones de compra de energa primaria.

Los CBEP generados tendrn un valor de potencia mxima igual al valor mximo comunicado por la EASEP al OS para cada pareja comprador-vendedor y tendrn validez durante el periodo comunicado por la EASEP pudiendo estos contratos ser prorrogados, o bien, ser modificados en su potencia mxima por efecto de las sucesivas comunicaciones de la EASEP, mantenindose sin variacin el nmero de ejecucin del contrato.

Estos CBEP utilizarn Unidades de Programacin Genricas (UPG), tanto para el SM vendedor como para el SM comprador, unidades que habrn sido dadas de alta previamente, a tales efectos, en el sistema de informacin del OS. El alta de estas UPG deber ser solicitada al OS por los SM de acuerdo con lo establecido a este respecto en los procedimientos de operacin, y ser comunicada al OM mediante los medios y plazos establecidos.

El OS validar que la informacin recibida de la EASEP se refiere a SM que disponen de la correspondiente UPG para el periodo de validez indicado en la comunicacin. En caso contrario, la comunicacin enviada por la EASEP ser rechazada.

El OS, una vez dados de alta estos CBEP en su sistema de informacin, pondr a disposicin de cada SM la informacin correspondiente a estos contratos bilaterales, con respeto de los criterios de confidencialidad establecidos.

En caso de que la EASEP comunique al OS la cancelacin anticipada de un contrato CBEP con un SM, la EASEP dejar de enviar al OS, a partir de la fecha en que sea efectiva la cancelacin, la nominacin del CBEP afectado.

En caso de que el OS, segn lo indicado en los procedimientos de operacin, suspenda la participacin en el mercado de un SM, se aplicar lo establecido en el procedimiento de operacin correspondiente respecto a la suspensin del SM en el mercado, comunicndose adems, esta suspensin, al Operador del Mercado y, en su caso, a las entidades facultadas para la nominacin de contratos bilaterales. Durante el periodo de suspensin se impedir realizar la nominacin diaria de contratos bilaterales que en su caso estuvieran vigentes. Cuando finalice la suspensin del SM, este hecho ser nuevamente comunicado por el OS a las entidades anteriormente mencionadas.

5.1.2 Nominacin de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energa de las subastas de emisiones primarias: La nominacin al OS de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energa tras las subastas de energa primaria ser realizada por la EASEP, conforme a los acuerdos establecidos entre la EASEP, los SM vendedores y los SM compradores tenedores de opciones de compra de energa derivadas de su adjudicacin directa en las subastas de emisiones primarias de energa, o de la transferencia bilateral posterior de dichas opciones.

El OS verificar que los CBEP asociados al ejercicio de opciones de compra de energa primaria son nominados para cada periodo de programacin por un valor no superior a la potencia mxima del correspondiente CBEP en dicho periodo. En caso contrario, la nominacin de este contrato bilateral ser considerada no vlida y ser rechazada. Tras esta verificacin, el OS pondr a disposicin de los SM vendedores y compradores el resultado de las nominaciones vlidas de los CBEP, realizadas por la EASEP y correspondientes al ejercicio de las opciones de compra de energa por parte de los sujetos tenedores de dichas opciones.

5.2 Programacin diaria del uso de la capacidad de intercambio en la interconexin Francia-Espaa e intercambios de informacin previos al MD relativos a la programacin de intercambios en dicha interconexin: Antes de la hora lmite establecida para este proceso de intercambio de informacin en el Anexo I, el OS notificar a los sujetos las autorizaciones para la programacin, relativas a los derechos fsicos de capacidad anuales y mensuales.

Las diferencias entre las autorizaciones para la programacin y los derechos fsicos de capacidad previamente asignados sern las posibles reducciones de capacidad debidas a la identificacin de una situacin de congestin en la interconexin.

El da D-1, con anterioridad al cierre del MD, y siguiendo los horarios fijados en el Anexo I y en las Reglas de Asignacin de Capacidad aplicables a la interconexin Francia-Espaa, se llevarn a cabo una serie de procesos sucesivos, en la secuencia indicada a continuacin:

Antes de la hora lmite establecida para este proceso de intercambio de informacin en el Anexo I, el OS recibir de los sujetos las notificaciones de uso de los derechos fsicos de capacidad anual y mensual que hayan sido autorizados.

La falta de notificacin de uso de la capacidad autorizada por parte de un sujeto del mercado, en los plazos establecidos, se interpretar como una reventa de los derechos fsicos de capacidad correspondientes y dicha capacidad ser incluida por los OS en los valores de capacidad mxima utilizables por el mecanismo de acoplamiento de mercados en horizonte diario.

Seguidamente, los operadores de los sistemas elctricos francs y espaol intercambiarn la informacin relativa a las notificaciones de uso recibidas. A partir de los resultados de dichos intercambios de informacin relativos a la utilizacin de los derechos fsicos de capacidad anual y mensual autorizados, los dos OS establecern conjuntamente el valor total de los derechos fsicos de capacidad asignados y cuyo uso ha sido notificado en ambos sistemas elctricos.

Se considerar como notificacin de uso de los derechos fsicos de capacidad la comunicacin por el SM de la ejecucin de uno o ms contratos bilaterales entre la Unidad de Programacin de venta de energa para importacin (o la Unidad de Programacin de compra de energa para exportacin) y Unidades de Programacin Genricas.

Una vez intercambiadas las notificaciones de uso de las capacidades asignadas en horizontes anual y mensual, los derechos de uso no notificados sern objeto de reventa y dicha capacidad ser incluida por los OS en los valores de capacidad mxima utilizables por el mecanismo de acoplamiento de mercados en horizonte diario. En ese mismo proceso, los dos OS aplicarn el principio de superposicin de transacciones firmes en contra direccin, maximizando de este modo la utilizacin de la capacidad de intercambio.

Antes de la hora lmite establecida para este proceso de intercambio de informacin en el Anexo I, el OS pondr a disposicin del OM la informacin de los derechos fsicos de capacidad asignados en horizontes anual y mensual y cuyo uso ha sido notificado en ambos sistemas elctricos, y los valores de capacidad mxima utilizables por el mecanismo de acoplamiento de mercados en horizonte diario.

En caso de desacoplamiento de mercados, la capacidad de intercambio disponible en el horizonte diario ser ofrecida en una SDR de acuerdo con lo dispuesto en las Reglas de Asignacin de Capacidad aplicables a la interconexin Francia-Espaa.

Tras la SDR, siempre que sta se celebre, el OS o tercero habilitado pondr a disposicin del OM el valor de capacidad diaria autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo, al objeto de que esta informacin pueda ser tenida en cuenta para la aceptacin de ofertas al mercado diario en los casos que as corresponda.

En caso de desacoplamiento de mercados, y si excepcionalmente esta SDR no pudiera celebrarse, la capacidad de intercambio disponible en el horizonte diario ser ofrecida en la primera subasta explcita intradiaria de la capacidad de intercambio.

5.3 Transferencia del programa de las Unidades de Programacin Genricas en el PDBF: El saldo neto de todas las transacciones asociadas a las Unidades de Programacin Genricas de un SM en el PDBF deber ser nulo.

Al objeto de anular el saldo de las transacciones de programa de las unidades de programacin genricas en el PDBF los SM vendedores podrn establecer, con respeto de las obligaciones establecidas en la normativa vigente, los siguientes tipos de transacciones:

• Contratos bilaterales con entrega fsica entre una Unidad de Programacin Genrica y una o ms Unidades de Programacin fsicas del mismo sujeto del mercado o de otro sujeto del mercado con el que haya establecido un acuerdo bilateral.

• Transacciones de compra o de venta de energa establecidas mediante la participacin en el mercado diario de produccin de Unidades de Oferta Genricas asociadas a estas Unidades de Programacin Genricas.

• Contratos bilaterales con entrega fsica entre Unidades de Programacin Genricas.

Para realizar la transferencia del programa de energa de las Unidades de Programacin Genricas mediante contratacin bilateral, el SM deber tener dados de alta y en vigor los contratos bilaterales que sean necesarios, tanto entre unidades de programacin genricas, como entre cada Unidad de Programacin Genrica y las correspondientes Unidades de Programacin fsicas. Estos contratos bilaterales para la transferencia de programa desde las unidades de programacin genricas a las unidades de programacin fsicas podrn ser nacionales y/o internacionales y debern ser nominados por los SM de acuerdo a las reglas y plazos de nominacin establecidos en este procedimiento de operacin.

5.4 Publicacin de informacin previa al MD: Antes de la hora lmite establecida para este proceso de intercambio de informacin en el Anexo I, el OS pondr a disposicin de todos los Sujetos del Mercado (SM) y del Operador del Mercado (OM), tal y como se indica en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin con el OS, la informacin referente a las previsiones de demanda, la situacin de red prevista para el da siguiente, y para aquellas interconexiones en las cuales no existe un mecanismo coordinado de gestin de la capacidad la previsin de capacidad, de intercambio en las interconexiones internacionales (NTC).

En las interconexiones en las que est establecido un mecanismo coordinado de gestin de la capacidad, la informacin de capacidad disponible ser puesta a disposicin del OM en los plazos indicados en el Anexo I de este procedimiento de operacin.

5.5 Programa diario base de funcionamiento (PDBF): El OS establece el programa diario base de funcionamiento (PDBF) a partir de:

Las nominaciones vlidas de los programas correspondientes a la ejecucin de contratos bilaterales con entrega fsica realizadas, tanto antes como despus del mercado diario, de acuerdo con lo establecido en este procedimiento de operacin.

La informacin recibida del Operador del Mercado relativa a los programas de energa resultantes de la casacin de las ofertas presentadas al mercado diario de produccin.

5.5.1 Nominaciones de contratos bilaterales con entrega fsica antes del mercado diario.

5.5.1.1 Contratos de emisiones primarias de energa, en el caso de que stos se realicen mediante entrega fsica: Con una antelacin no inferior a las 20:30 horas del da D-2, en caso de que el ejercicio de las opciones correspondientes a las subastas de emisiones primarias se realice mediante entrega fsica de energa:

La EASEP realizar el primer envo al OS de la informacin necesaria para la nominacin de programas de los CBEP para el da D.

Antes de las 8:45 horas del da D-1, o excepcionalmente antes de las 8:55 horas, el OS recibir la nominacin correspondiente a:

Contratos bilaterales con entrega fsica (CBEP) correspondientes al ejercicio de opciones de compra de energa primaria. La nominacin de programas de estos contratos bilaterales de tipo CBEP establecidos entre las unidades de programacin genricas (UPG) de los correspondientes sujetos vendedores y compradores, ser realizada, bajo el principio de nominacin indirecta, por la EASEP.

Antes de las 08:50 horas del da D-1, o excepcionalmente antes de las 9:00 horas, el OS pondr a disposicin de los SM:

La informacin correspondiente a las nominaciones de contratos bilaterales con entrega fsica de tipo CBEP, con respeto de los criterios de confidencialidad establecidos en cada caso.

En caso de detectarse alguna anomala en relacin con la nominacin de los CBEP, los sujetos del mercado tendrn de plazo hasta las 9:20 horas del da D-1 para ponerlas de manifiesto a la EASEP.

En caso de anomalas en la nominacin, la EASEP podr enviar al OS nuevas nominaciones de los contratos bilaterales de tipo CBEP. La hora lmite para la recepcin en el OS de nominaciones de los contratos bilaterales CBEP son las 9:30 horas del da D-1.

El OS pondr a disposicin de los sujetos del mercado la informacin correspondiente a las nominaciones de contratos bilaterales con entrega fsica tipo CBEP que se hayan recibido de la EASEP una vez realizada la validacin correspondiente.

5.5.1.2 Contratos internacionales: Antes de la hora lmite establecida para este proceso de intercambio de informacin en el Anexo I, el OS recibir de los sujetos las notificaciones de uso de los derechos fsicos de capacidad asignados como resultado de las subastas explcitas anuales y/o mensuales en la interconexin Francia-Espaa realizadas conjuntamente por los operadores de ambos sistemas elctricos y autorizados para programar por el OS. Para ello, el SM comunicar la ejecucin de contratos bilaterales entre Unidades de Programacin Genricas y la Unidad de Programacin de compra o venta internacional de su titularidad autorizada para el SM en la interconexin Francia-Espaa.

Antes de la hora lmite establecida para los intercambios de informacin en el Anexo I, el OS recibir la nominacin correspondiente a contratos bilaterales internacionales con entrega fsica en interconexiones en las que no existe un procedimiento coordinado de asignacin de capacidad.

5.5.1.3 Contratos nacionales. Contratos bilaterales nacionales con entrega fsica que han elegido la opcin de nominacin firme previa al mercado diario, que podrn ser formalizados entre dos UP, dos UPG, o bien entre una combinacin de ambos tipos de Unidades de Programacin.

5.5.2 Comunicacin al OM de la informacin relativa a los contratos bilaterales nominados antes del mercado diario: Antes de la hora lmite establecida para los intercambios de informacin en el Anexo I, el OS pondr a disposicin del OM la informacin relativa a la nominacin de contratos bilaterales con entrega fsica realizada ante el OS con anterioridad al mercado diario.

En el caso de que detecte que se ha producido una incidencia, el OS, en coordinacin con el OM podr realizar las actuaciones oportunas y, en su caso, podr realizar nuevos envos de esta informacin alterando la ya enviada. En caso de producirse esta situacin, el OM y los OS del Sistema Ibrico adoptarn sus mejores esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.

5.5.3 Comunicacin al OS del resultado de la casacin por el OM: Antes de la hora lmite establecida para este proceso de intercambio de informacin en el Anexo I, el OS recibir del OM la informacin referente al resultado de la casacin de ofertas en el mercado diario de produccin correspondientes a unidades de oferta del sistema elctrico espaol, con los programas de energa contratados en el mercado diario, incluidos, en su caso, los programas de energa derivados de la integracin en el mercado de las contrataciones establecidas en el mercado a plazo con entrega fsica de la energa, el orden de mrito de las ofertas de venta y de adquisicin de energa resultante de la casacin de ofertas en dicha sesin del mercado diario, y todas las ofertas presentadas a dicha sesin.

Asimismo, el OS recibir del OM la informacin relativa al precio marginal del mercado diario correspondiente a las zonas de oferta de Espaa, Portugal y Francia y los valores de los programas de intercambio a travs de las interconexiones entre Espaa y Francia y entre Espaa y Portugal, as como en las interconexiones internacionales no comunitarias.

5.5.4 Recepcin de nominaciones tras el MD: Antes de la hora lmite establecida para los intercambios de informacin en el Anexo I, o bien antes de transcurridos 30 minutos tras la publicacin de la informacin correspondiente a los resultados de la contratacin en el mercado diario, el OS recibir:

• Nominaciones de los programas asociados a contratos bilaterales:

○ Contratos bilaterales con entrega fsica nacionales que no hayan elegido la opcin de nominacin firme previa al mercado diario. Estos contratos bilaterales podrn formalizarse entre dos UP, dos UPG, o cualquier combinacin de stas. Dentro de este grupo se incluirn, entre otros, los contratos bilaterales con entrega fsica nacionales entre empresas comercializadoras.

○ Modificaciones de contratos bilaterales nacionales que hayan elegido la opcin de nominacin firme previa al mercado diario, siempre que esta modificacin suponga un incremento del programa de energa firme previamente comunicado y no se modifiquen las UP y/o UPG con las cuales el contrato bilateral haya sido previamente nominado.

○ En caso de desacoplamiento de mercados y celebracin de la Subasta Diaria de Respaldo (SDR) en la interconexin Francia-Espaa, la nominacin de los contratos bilaterales internacionales con entrega fsica entre la Unidad de Programacin Genrica y la unidad en frontera.

• Nominaciones de los programas contratados en el mercado diario mediante unidades de oferta (UO) que tienen asociadas dos o ms unidades de programacin (UP):

○ Programa de energa gestionado en el mercado diario de produccin para cada una de las unidades de programacin (UP) que componen dicha unidad de oferta (UO).

5.5.5 Comunicacin de desagregaciones de UP y de potencias hidrulicas mximas y valores mnimos por unidad de programacin hidrulica: Antes de la hora lmite establecida para los intercambios de informacin en el Anexo I:

Los sujetos titulares (o sus representantes) facilitarn al OS la informacin correspondiente a las desagregaciones del programa de las unidades de programacin por unidad fsica y, en caso de que as sea de aplicacin, por unidades de produccin equivalentes de acuerdo con los criterios de desagregacin de programas que haya establecido el OS de forma especfica para dicha unidad de programacin.

Los sujetos del mercado asociados a unidades de programacin hidrulicas de los tipos descritos en el apartado 1.b del Anexo II, o en el apartado 1.d del mismo Anexo II, en el caso de que el OS estime que las caractersticas especficas de dicha unidad de programacin as lo hacen necesario, debern facilitar al OS la siguiente informacin:

• Potencias hidrulicas totales mximas por unidad de programacin que, en caso de que as se les requiera por razones de seguridad del sistema, pueden ser suministradas y mantenidas por dicha unidad de programacin durante un tiempo mximo de 4 y de 12 horas.

• Potencia hidroelctrica mnima que debe mantener dicha unidad de programacin hidrulica durante 4 horas consecutivas.

5.5.6 Elaboracin y publicacin del programa PDBF: El OS verificar la coherencia de las nominaciones de programas realizadas, de forma directa o indirecta, por los sujetos del mercado y la informacin referente a los programas de energa contratados en el mercado diario, recibida del OM.

En caso de que como consecuencia de la agregacin de la contratacin en el mercado diario y de la contratacin bilateral, una unidad de programacin de comercializacin, resultara con un programa vendedor, se proceder del modo siguiente:

1. Se ordenarn los contratos bilaterales entre comercializadoras en los que participe la unidad de programacin de comercializacin en orden creciente atendiendo a su volumen de energa diario.

2. Se retirarn los contratos bilaterales en el orden indicado hasta que el programa de la unidad de comercializacin resulte nulo o comprador en todas las horas.

Asimismo, si como resultado de esta verificacin fuese detectada alguna disparidad, entre las nominaciones enviadas por los sujetos del mercado asociados a las unidades de programacin o entre stas y el resultado de la casacin facilitado por el OM, se proceder, en funcin del caso, segn lo siguiente:

Unidades de programacin con programa de energa asociado a la ejecucin de contratos bilaterales: se considerar el valor mnimo de los programas resultantes de las comunicaciones realizadas por los diferentes sujetos identificados como contrapartes en dicho contrato.

Unidades de programacin con programa de energa asociado a la contratacin en el mercado diario de produccin que forman parte junto a otras unidades de programacin de una misma unidad de oferta: en aquellos casos en los que el OS no haya recibido la nominacin de programas de las unidades de programacin integradas en una misma unidad de oferta, o bien habindose recibido dicha nominacin, el valor total nominado fuese distinto del programa de la correspondiente unidad de oferta comunicado por el OM, se proceder como sigue:

1. Se ordenarn las unidades de programacin en orden decreciente atendiendo a su valor de potencia mxima.

2. Respetando la ordenacin del punto 1 anterior se irn asignando a las unidades de programacin, valores de programa hasta un valor en el lmite igual a la energa horaria correspondiente a la potencia mxima de cada unidad de programacin y as hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada.

3. S una vez asignados los programas a todas las unidades de programacin, conforme al punto 2 anterior no se hubiera asignado an el programa de la unidad de oferta en su totalidad, la diferencia que reste se asignar a la unidad de programacin con mayor valor de potencia mxima.

Antes de la hora lmite establecida para los intercambios de informacin en el Anexo I, o bien antes de transcurrida 1 hora tras la publicacin de la informacin correspondiente a los resultados de la contratacin en el mercado diario, el OS pondr a disposicin de todos los sujetos del mercado, y del OM, el programa diario base de funcionamiento (PDBF) de las unidades de programacin del sistema elctrico espaol correspondiente a la programacin del da siguiente.

A partir de la puesta a disposicin del programa diario base de funcionamiento (PDBF), los SM dispondrn de un perodo mximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS por incidencias y anomalas que pudieran ser imputables a ste, tramitndose estas reclamaciones por los procedimientos establecidos al efecto. En aquellos casos excepcionales, de retrasos en la publicacin del PDBF, u otras circunstancias que as lo hiciesen necesario, el OS podr reducir la duracin del periodo de recepcin de posibles reclamaciones al programa PDBF, hasta un tiempo mnimo de 15 minutos, informando previamente de esta reduccin de plazo a travs de la Web de Sujetos del eSIOS.

En aquellos casos en los que se verifique la existencia de una incidencia, y sta pueda ser corregida sin afectar de forma importante al proceso de programacin de la generacin, el OS, en coordinacin con el OM, realizar las actuaciones oportunas para su resolucin y, en su caso, proceder a la publicacin de una nueva versin del PDBF, manteniendo informados en todo momento a los SM de estas actuaciones, a travs de la Web de Sujetos del eSIOS. En el caso de darse esta situacin, el OM y los OS adoptarn sus mejores esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.

5.6 Programa diario viable provisional (PDVP): Una vez publicado el PDBF, el OS considerar abierto el periodo de recepcin de ofertas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas. Este periodo de recepcin de ofertas se mantendr abierto durante 30 minutos.

Teniendo en cuenta las mejores previsiones de demanda y de produccin de origen elico y solar en el sistema elctrico peninsular espaol y la disponibilidad prevista de las instalaciones de red y de las unidades de produccin, aplicar un anlisis de seguridad sobre el programa diario base de funcionamiento (PDBF) para detectar las posibles restricciones tcnicas y sus posibles soluciones, seleccionando aqullas que, resolviendo la restriccin con un margen de seguridad adecuado, impliquen un menor coste para el sistema. El OS proceder para ello a realizar las modificaciones de programa que sean precisas para la resolucin de las restricciones detectadas, y establecer adems las limitaciones de programa por seguridad que sean necesarias para evitar la aparicin de nuevas restricciones tcnicas en los procesos y mercados posteriores, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin de restricciones tcnicas.

En este mismo proceso, el OS introducir las modificaciones requeridas en el PDBF que hayan sido solicitadas por los gestores de la red de distribucin en aquellos casos en los que stos identifiquen y comuniquen de forma fehaciente al OS la existencia de restricciones tcnicas en la red objeto de su gestin, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece la resolucin de restricciones tcnicas.

Tras la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas, el OS proceder, en su caso, a realizar las modificaciones adicionales de programa necesarias para obtener un programa equilibrado en generacin y demanda del volumen restante, de acuerdo con lo establecido en el procedimiento de resolucin de restricciones tcnicas, respetando las limitaciones de programa establecidas por razones de seguridad.

El programa PDVP resultante mantendr el flujo de energa existente entre el sistema espaol y el portugus como resultado del proceso de casacin del mercado diario.

El programa PDVP de las unidades de programacin localizadas en el sistema elctrico peninsular espaol resultante de este proceso ser publicado por el OS no ms tarde de la hora lmite establecida para los intercambios de informacin en el Anexo I, o en todo caso, antes de transcurridas 2 horas tras la publicacin del PDBF, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin con el OS.

A partir de la puesta a disposicin del programa diario viable provisional (PDVP), los SM dispondrn de un perodo mximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS por incidencias y anomalas que pudieran ser imputables a ste, tramitndose estas reclamaciones por los procedimientos establecidos al efecto. En aquellos casos excepcionales, de retrasos en la publicacin del PDVP, u otras circunstancias que as lo hagan necesario, el OS podr reducir la duracin del periodo de recepcin de posibles reclamaciones al programa PDVP, hasta un tiempo mnimo de 15 minutos, informando previamente de esta reduccin del plazo a travs de la Web de Sujetos del eSIOS.

En aquellos casos en los que se verifique la existencia de una incidencia, y sta pueda ser corregida sin afectar de forma importante al proceso de programacin de la generacin, el OS, en coordinacin con el OM, realizar las actuaciones oportunas para su resolucin y, en su caso, proceder a la publicacin de una nueva versin del PDVP, manteniendo informados en todo momento a los SM y al OM de estas actuaciones, a travs de la Web de Sujetos del eSIOS. En el caso de darse esta situacin, el OM y los OS adoptarn sus mejores esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.

5.7 Subastas explcitas intradiarias de la capacidad de intercambio en la interconexin Francia-Espaa.

5.7.1 Primera subasta explcita intradiaria de la capacidad de intercambio: Los dos OS establecern conjuntamente los programas de intercambio previstos en la interconexin entre Francia y Espaa teniendo en cuenta el programa de intercambio resultante para dicha interconexin, del proceso de acoplamiento de los mercados diarios.

En caso de desacoplamiento de los mercados diarios, los operadores de los sistemas elctricos francs y espaol establecern los programas de intercambio en la interconexin entre Francia y Espaa a partir de la informacin intercambiada relativa a, entre otros, los programas de intercambios internacionales en la interconexin entre Francia y Espaa, que hayan sido nominados por los sujetos del mercado utilizando los derechos fsicos de capacidad asignados en la SDR.

Una vez establecidos estos programas de intercambio, los dos OS aplicarn la superposicin de los programas firmes existentes en contra direccin, maximizando de este modo la utilizacin de la capacidad de intercambio.

Una vez efectuado el proceso anterior, los operadores de ambos sistemas elctricos procedern a publicar conjuntamente la informacin correspondiente a los valores de capacidad no utilizados que sern ofrecidos en uno y otro sentido de flujo en la primera subasta explcita intradiaria de la capacidad de intercambio.

Una vez realizada la subasta explcita intradiaria de la capacidad de intercambio, los operadores de ambos sistemas elctricos procedern a la comunicacin de los resultados de la misma a todos y cada uno de los sujetos que han resultado adjudicatarios de capacidad en la misma.

El OS pondr a disposicin de los SM el valor total de las autorizaciones para la programacin tras dicha subasta explcita intradiaria, indicando la capacidad de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo.

El OS pondr a disposicin del OM la informacin relativa a la capacidad total de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo, al objeto de que esta informacin sea tenida en cuenta en el proceso de aceptacin de ofertas en las sesiones primera a quinta, inclusive, del mercado intradiario.

5.7.2 Segunda subasta explcita intradiaria de la capacidad de intercambio: Una vez publicado el PHF correspondiente a la quinta sesin del Mercado Intradiario de produccin espaol, los operadores de los sistemas elctricos francs y espaol intercambiarn, entre otra, la informacin relativa a los programas de intercambios internacionales en la interconexin entre Francia y Espaa, que hayan sido nominados en los plazos establecidos por los sujetos del mercado utilizando los derechos fsicos de capacidad asignados en la primera subasta explcita intradiaria de la capacidad de intercambio realizada conjuntamente por los operadores de ambos sistemas elctricos.

A partir de los resultados de dichos intercambios de informacin de nominaciones de programas, los dos OS establecern conjuntamente los programas de intercambio previstos en la interconexin entre Francia y Espaa.

Una vez establecidos estos programas de intercambio, los OS aplicarn la regla usado o perdido a las capacidades asignadas en horizonte intradiario y que no hayan sido nominadas. En ese mismo proceso, los dos OS aplicarn la superposicin de los programas firmes existentes en contra direccin, maximizando de este modo la utilizacin de la capacidad de intercambio.

Una vez efectuado el proceso anterior, los operadores de ambos sistemas elctricos procedern a publicar conjuntamente la informacin correspondiente a los valores de capacidad no utilizados que sern ofrecidos en uno y otro sentido de flujo en la segunda subasta explcita intradiaria de la capacidad de intercambio.

Una vez realizada esta segunda subasta explcita intradiaria, los operadores de ambos sistemas elctricos procedern a la comunicacin de los resultados de la misma a todos y cada uno de los sujetos que han resultado adjudicatarios de capacidad en la misma.

El OS pondr a disposicin de los SM el valor total de las autorizaciones para la programacin como resultado de esta segunda subasta explcita intradiaria, indicando la capacidad de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo.

El OS pondr a disposicin del OM las autorizaciones para la programacin establecidas tras esta segunda subasta explcita intradiaria, indicando la capacidad total de intercambio autorizada a cada sujeto en cada sentido de flujo, al objeto de que esta informacin sea tenida en cuenta en el proceso de aceptacin de ofertas para las cuatro primeras horas de la primera sesin y en la sexta sesin del mercado intradiario.

5.8 Requerimientos de reserva de potencia adicional a subir: Cada da, el OS establecer los requerimientos de reserva de potencia adicional a subir para cada uno de los periodos del horizonte de programacin del da siguiente que sean necesarios, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece la contratacin y gestin de reserva de potencia adicional a subir.

Estos requerimientos de reserva de potencia adicional a subir sern publicados por el OS antes de la hora lmite establecida para este proceso de intercambio de informacin en el Anexo I.

5.9 Asignacin de reserva de potencia adicional a subir: Una vez publicados los requerimientos de reserva de potencia adicional a subir, el OS abrir el periodo de recepcin de ofertas para la prestacin del servicio de reserva de potencia adicional a subir, conforme a los horarios fijados para este proceso de intercambio de informacin en el Anexo I, salvo otra indicacin del OS que ser comunicada previamente a todos los SM.

Con las ofertas de reserva de potencia adicional a subir recibidas, el OS asignar la prestacin de este servicio con criterios de mnimo coste, siguiendo el proceso descrito en el procedimiento de operacin por el que se establece la contratacin y gestin de reserva de potencia adicional a subir.

No ms tarde de la hora lmite establecida en el Anexo I, el OS publicar, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin con el OS, la asignacin de reserva de potencia adicional a subir, para todos y cada uno de los periodos de programacin del da siguiente.

A partir de la puesta a disposicin de la informacin relativa a la asignacin de reserva de potencia adicional a subir, los SM dispondrn de un perodo mximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS por incidencias y/o anomalas que pudieran ser imputables a ste, tramitndose estas reclamaciones por los procedimientos establecidos al efecto. En aquellos casos excepcionales de retrasos en la publicacin de la asignacin de reserva de potencia adicional a subir, u otras circunstancias que as lo hicieran necesario, el OS podr reducir la duracin del periodo de recepcin de posibles reclamaciones a la asignacin de reserva de potencia adicional a subir, hasta un tiempo mnimo de 15 minutos, informando previamente de la reduccin de este periodo de recepcin de reclamaciones a travs de la Web de Sujetos del eSIOS.

En aquellos casos en los que se verifique la existencia de una anomala imputable al OS, y sta pueda ser corregida sin afectar de forma importante al proceso de programacin de la generacin, el OS realizar las actuaciones oportunas para su resolucin y proceder a la publicacin de una nueva versin de la asignacin de reserva de potencia adicional a subir, manteniendo informados en todo momento a los SM de estas actuaciones, a travs de la Web de Sujetos del eSIOS.

5.10 Requerimientos de reserva de regulacin secundaria: Cada da, el OS establecer los requerimientos de reserva de regulacin secundaria para cada uno de los periodos de programacin del da siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece la reserva para la regulacin frecuencia-potencia.

Estos requerimientos de reserva de regulacin secundaria necesaria para cada periodo de programacin del da siguiente sern publicados por el OS antes de la hora lmite establecida para los intercambios de informacin en el Anexo I.

5.11 Asignacin de reserva de regulacin secundaria: Una vez publicados los requerimientos de reserva de regulacin secundaria, el OS abrir el periodo de recepcin de ofertas para la prestacin del servicio de regulacin secundaria, proceso que se cerrar a la hora establecida a estos efectos en el Anexo I, salvo otra indicacin del OS que ser comunicada previamente a todos los SM titulares de zonas de regulacin habilitadas para la prestacin de este servicio.

Con las ofertas de reserva de regulacin secundaria recibidas, el OS asignar la prestacin del servicio de regulacin secundaria con criterios de mnimo coste, siguiendo el proceso descrito en el procedimiento de operacin por el que se establece la prestacin del servicio de regulacin secundaria.

No ms tarde de la hora establecida para los intercambios de informacin en el Anexo I, el OS publicar, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin con el OS, la asignacin de reserva de regulacin secundaria para todos y cada uno de los periodos de programacin del da siguiente.

A partir de la puesta a disposicin de la asignacin de reserva secundaria, los SM dispondrn de un perodo mximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS por incidencias y anomalas que pudieran ser imputables a ste, tramitndose estas reclamaciones por los procedimientos establecidos al efecto. En aquellos casos excepcionales, de retrasos en la publicacin de la asignacin de reserva secundaria, u otras circunstancias que as lo hagan necesario, el OS podr reducir la duracin del periodo de recepcin de posibles reclamaciones a la asignacin de reserva secundaria, hasta un tiempo mnimo de 15 minutos, e informando previamente de esta reduccin del plazo a travs de la Web de Sujetos del eSIOS.

En aquellos casos en los que se verifique la existencia de una anomala imputable al OS, y sta pueda ser corregida sin afectar de forma importante al proceso de programacin de la generacin, el OS realizar las actuaciones oportunas para su resolucin y proceder a la publicacin de una nueva versin de la asignacin de reserva secundaria, manteniendo informados en todo momento a los SM de estas actuaciones, a travs de la Web de Sujetos del eSIOS.

5.12 Requerimientos de reserva de regulacin terciaria: Cada da, el OS establecer los requerimientos de reserva de regulacin terciaria para cada uno de los periodos de programacin del da siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece la reserva para la regulacin frecuencia-potencia.

Estos requerimientos de reserva de regulacin terciaria necesaria para cada periodo de programacin del da siguiente sern publicados antes de la hora lmite establecida para los intercambios de informacin en el Anexo I.

5.13 Ofertas de regulacin terciaria: El da D-1, antes de la hora lmite establecida para los intercambios de informacin en el Anexo I, los SM debern presentar ofertas de toda la reserva de regulacin terciaria que tengan disponible tanto a subir como a bajar para todo el horizonte de programacin del da siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establecen las condiciones para la prestacin del servicio de regulacin terciaria. Estas ofertas debern ser actualizadas de forma continua por los SM siempre que se produzcan modificaciones en la programacin o disponibilidad de sus unidades de produccin, siendo obligatoria la oferta de toda la reserva de regulacin terciaria disponible en cada unidad.

6. Mercado Intradiario (MI)

En el horario establecido en el Anexo I, el OS pondr a disposicin del OM la informacin relativa a la capacidad total de intercambio asignada para cada sujeto en cada sentido de flujo, establecida tras la subasta explcita intradiaria de la capacidad de intercambio en la interconexin Francia-Espaa aplicable a dicha sesin del MI, al objeto de que dicha informacin sea tenida en cuenta en el proceso de aceptacin de ofertas a dicha sesin del MI.

Las unidades de programacin afectas a contratos bilaterales con entrega fsica podrn efectuar ajustes de programa mediante la presentacin de ofertas de venta y de adquisicin de energa en las diferentes sesiones del MI.

De acuerdo con los horarios establecidos en el Anexo I de este procedimiento, el OS recibir del OM la informacin referente al resultado de la casacin de ofertas en el mercado intradiario de produccin correspondientes a unidades de oferta del sistema elctrico espaol con los programas de energa contratados en el mercado intradiario, el orden de mrito de las ofertas de venta y de adquisicin de energa resultante de la casacin de ofertas en dicha sesin del mercado intradiario, y todas las ofertas presentadas a dicha sesin.

Asimismo, el OS recibir del OM la informacin relativa al precio marginal de cada una de las sesiones del mercado intradiario correspondiente a las zonas de oferta de Espaa y de Portugal para cada periodo de programacin.

Tras la comunicacin por el OM del programa resultante de la casacin de ofertas, para las unidades de oferta localizadas al sistema elctrico peninsular espaol, correspondiente a cada una de las sesiones del MI, el OS recibir de los sujetos del mercado, la misma informacin facilitada por stos para la elaboracin del PDBF:

Nominaciones de programas por unidad de programacin (UP), en aquellos casos en los que en una misma unidad de oferta (UO) estn integradas dos o ms unidades de programacin. Los programas por unidad de programacin nominados debern respetar, en su caso, las limitaciones establecidas por seguridad.

En el caso de que la unidad de oferta tenga varias unidades de programacin, y bien no se haya recibido la nominacin de programas de las unidades de programacin que la componen, o disponindose de las nominaciones de programa de estas unidades de programacin, el valor total nominado sea distinto del programa de la unidad de oferta asociada comunicado por el OM para la correspondiente sesin del MI, se proceder como sigue, distinguindose entre estos dos posibles casos:

A) La unidad de oferta vende energa en el MI:

1. Se ordenarn las unidades de programacin en orden decreciente atendiendo a su valor de potencia mxima.

2. Respetando la ordenacin del punto 1 anterior, se ir asignando a las unidades de programacin, valores de programa hasta un valor en el lmite igual a la energa horaria correspondiente a la potencia mxima o al lmite de potencia mximo establecido, en su caso, por seguridad del sistema de cada unidad de programacin y as hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada.

3. S una vez asignados los programas a todas las unidades de programacin, conforme al punto 2 anterior no hubiera sido asignado el programa de la unidad de oferta en su totalidad, la diferencia que reste se asignar a la unidad de programacin con un mayor valor de potencia mxima.

B) La unidad de oferta recompra energa en el MI:

1. Se ordenarn las unidades de programacin en orden decreciente atendiendo a su valor de energa programada.

2. Respetando la ordenacin del punto 1, se ir reduciendo la energa de las unidades de programacin hasta un valor igual a cero o igual al del lmite de potencia mnimo establecido, en su caso, por seguridad del sistema o hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada casado en la correspondiente sesin del MI.

Desagregaciones de programas por unidades fsicas o, en su caso, por unidades de produccin equivalentes.

El OS, teniendo en cuenta toda la informacin anteriormente mencionada, realizar un anlisis de seguridad para identificar las posibles restricciones tcnicas y, en su caso, las resolver seleccionando la retirada de este proceso de casacin de aquellas ofertas de unidades localizadas en el sistema elctrico peninsular espaol que den lugar a dichas restricciones tcnicas, as como la retirada de aquellas otras ofertas de unidades localizadas en el sistema elctrico peninsular espaol adicionales necesarias para el posterior reequilibrio del programa resultante de dicha sesin del MI.

El programa PHF de unidades de programacin localizadas en el sistema elctrico peninsular espaol se establecer por el OS a partir del resultado de la agregacin de todas las transacciones firmes formalizadas para cada periodo de programacin como consecuencia del programa diario viable y de la casacin de ofertas en el mercado intradiario, una vez resueltas, en su caso, las restricciones tcnicas identificadas y efectuado el reequilibrio posterior. El programa PHF mantendr el flujo de energa existente entre el sistema espaol y el portugus como resultado del proceso de casacin del mercado intradiario.

El OS proceder a publicar el programa horario final (PHF), con una antelacin no inferior a 15 minutos respecto al inicio del horizonte de aplicacin de la correspondiente sesin del MI, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin con el OS.

En aquellos casos en los que se verifique la existencia de una incidencia, y sta pueda ser corregida sin afectar de forma importante al proceso de programacin de la generacin, el OS, en coordinacin con el OM, realizar las actuaciones oportunas para su resolucin y, en su caso, proceder a la publicacin de una nueva versin del PHF, manteniendo informados en todo momento a los SM de estas actuaciones, a travs de la Web de Sujetos del eSIOS. En el caso de darse esta situacin, el OM y los OS adoptarn las medidas necesarias para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.

En aquellos casos en los que, por algn retraso u otro condicionante operativo, no sea posible la publicacin del correspondiente PHF antes del inicio del horizonte de aplicacin de una sesin del MI, el OS proceder a suspender la aplicacin del PHF en dicha hora, comunicando este hecho a los SM y al OM, a los efectos oportunos.

7. Intercambios de informacin posteriores al mercado intradiario para la programacin de los intercambios internacionales

A la hora de establecer los valores finales de los programas de intercambio que sern tenidos en consideracin para el establecimiento del valor de ajuste del sistema de regulacin frecuencia-potencia encargado de controlar el intercambio de energa entre los dos sistemas elctricos que comparten cada interconexin elctrica, slo sern tenidos en consideracin aquellos programas de energa que hayan sido correctamente nominados, y con respeto de los plazos establecidos.

Con posterioridad a cada sesin del MI, el OS intercambiar con los operadores de los sistemas elctricos vecinos la informacin de las nominaciones de programas de energa de los SM, al objeto de establecer de forma conjunta los valores finales de los programas de intercambio en la correspondiente interconexin.

Este mismo intercambio de informacin se llevar a cabo tambin en aquellos casos en los que habindose identificado una situacin de congestin en una interconexin internacional durante la operacin en tiempo real, sea preciso proceder a la resolucin de dicha congestin mediante la aplicacin de una reduccin de los programas de intercambio previstos.

8. Gestin de desvos

Los desvos entre generacin y consumo motivados por indisponibilidades y/o desvos del equipo generador respecto al programa resultante del mercado y/o por modificaciones en la previsin de la demanda y/o de las previsiones de entregas de produccin elica y solar, podrn ser resueltos mediante la aplicacin del mecanismo de gestin de desvos, siempre y cuando se cumplan las condiciones de aplicacin de este mecanismo fijadas en el procedimiento de operacin por el que se establece el proceso de solucin de los desvos generacin-consumo.

La solucin de estos desvos abarcar como mximo hasta la hora de inicio del horizonte de aplicacin de la siguiente sesin del MI.

9. Programacin en tiempo real

9.1 Programas horarios operativos (P48): Los P48 son los programas horarios que resultan tras la incorporacin de todas las asignaciones efectuadas en firme hasta el momento de la publicacin de estos programas de las unidades de programacin localizadas en el sistema elctrico peninsular espaol.

Cada uno de los P48 se publicar de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin con el OS, con una antelacin no inferior a 15 minutos respecto al cambio de hora.

9.2 Actuaciones inmediatas ante desequilibrios en tiempo real: En el momento en que se produzca una incidencia con desequilibrio entre la generacin y el consumo, se producir, de forma automtica, la actuacin inmediata de la regulacin primaria y secundaria para corregir el desequilibrio, con la consiguiente prdida de reserva de regulacin.

S la reserva de regulacin secundaria se redujera por debajo de los niveles deseables por razones de seguridad del sistema, el OS requerir la utilizacin de reserva de regulacin terciaria para regenerar la reserva secundaria, aplicando para ello el procedimiento de operacin por el que se establece la prestacin del servicio de regulacin terciaria.

9.3 Modificaciones de los P48: La modificacin de un P48 respecto del anterior podr venir motivada por:

a) Modificaciones de los programas de venta y de adquisicin de energa efectuadas en las sesiones del MI, o por aplicacin del procedimiento de gestin de desvos, o por asignacin de ofertas de regulacin terciaria.

b) Indisponibilidades sobrevenidas de las unidades fsicas de produccin en el perodo que media entre la comunicacin de dos P48 consecutivos.

c) Previsiones de la evolucin de la demanda y/o de la produccin de origen elico y solar hasta la siguiente sesin del MI, realizadas por el OS, y que difieran de la demanda total y/o de la produccin elica y solar programadas resultantes de la anterior sesin del MI.

d) Solucin de situaciones de alerta por restricciones en tiempo real.

e) Comunicacin fehaciente del sujeto de mercado de una unidad de programacin de produccin, o de consumo de bombeo, de la existencia de desvos sobre programa por imposibilidad tcnica de cumplir el programa, vertidos ciertos, etc.

f) Comunicacin fehaciente del operador de un sistema elctrico vecino de la no conformidad total o parcial del programa de intercambio de energa que tiene previsto ejecutar un sujeto del mercado.

9.4 Resolucin de restricciones detectadas en tiempo real: La modificacin de la programacin para la resolucin de las restricciones identificadas en tiempo real se efectuar conforme al procedimiento de operacin por el que se establece el proceso de resolucin de restricciones tcnicas.

10. Programa cierre (P48CIERRE)

Una vez finalizado el horizonte diario de programacin, el OS pondr a disposicin de los sujetos del mercado asociados a las unidades de programacin, el programa cierre (P48CIERRE) correspondiente a los programas finales de produccin y consumo resultantes de los diferentes mercados y de la participacin en los servicios de ajuste del sistema.

11. Informacin al OM y a los sujetos del mercado

Todos los intercambios de informacin entre el OS y el OM y entre el OS y los SM realizados en el marco del proceso de programacin de la generacin, sern efectuados utilizando los medios y la estructura prevista en las ediciones vigentes del procedimiento establecido para los intercambios de informacin del OS con los sujetos del mercado y el procedimiento conjunto acordado entre el OS y el OM, de acuerdo con lo recogido en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin con el OS.

12. Unidades de programacin en el sistema elctrico peninsular espaol

El proceso de programacin diaria de la generacin est basado en la gestin de los programas de energa de las diferentes unidades de programacin correspondientes a la venta y a la adquisicin de energa en el sistema elctrico peninsular espaol. A continuacin se definen y describen en detalle algunos trminos asociados a la gestin de las unidades de programacin.

12.1 Definicin de Unidad de Programacin: La Unidad de Programacin es la unidad elemental de representacin de los programas de energa definidos en este Procedimiento de Operacin.

Las Unidades de Programacin permiten la integracin en el mercado peninsular espaol de los programas de venta o de adquisicin de energa correspondientes a una instalacin individual, a la que se denominar Unidad Fsica (UF), o a un conjunto de ellas segn los criterios establecidos en el Anexo II de este procedimiento. Permiten tambin la integracin en el mercado de los programas de importacin y de exportacin de energa realizados a travs de las interconexiones internacionales.

En el Anexo II de este procedimiento se define tambin la Unidad de Programacin Genrica (UPG), y los posibles usos de la misma.

La Unidad de Programacin (UP) y, en su caso, la Unidad de Programacin Genrica (UPG) es tambin la unidad bsica fundamental para la anotacin de los derechos de cobro y las obligaciones de pago que le correspondan en el Registro de Anotaciones en Cuenta del OS.

Los cdigos de identificacin de estas unidades sern facilitados por el OS una vez sean aceptadas como Unidad de Programacin y/o Unidad de Programacin Genrica del sistema elctrico espaol.

Cada Unidad de Programacin y cada Unidad de Programacin Genrica podrn tener asociados programas de energa correspondientes a las distintas formas de contratacin.

En el caso de unidades de produccin de propiedad compartida, la Unidad de Programacin ser nica, pudiendo variar en el tiempo el copropietario que acte en cada momento como responsable del centro de control de la misma.

El OS facilitar peridicamente a la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia la relacin existente entre Unidades Fsicas, unidades de programacin y, en su caso, los, Cdigos de la instalacin de produccin a efectos de liquidacin (CIL).

12.2 Titular de la Unidad de Programacin: El titular de la Unidad de Programacin (o de la Unidad de Programacin Genrica) ser el Sujeto del mercado responsable de dicha Unidad de Programacin (o Unidad de Programacin Genrica) en el mercado de produccin espaol.

En el caso de Unidades de Programacin correspondientes a instalaciones de produccin o a consumidores directos en mercado, el titular de la Unidad de Programacin ser el propietario de la instalacin, entendiendo como tal a aquel sujeto que disponga de los derechos de explotacin de la instalacin, o el copropietario que ejerza en cada momento como responsable del centro de control de la misma.

En el caso de las Unidades de Programacin definidas en el apartado 1 e) del Anexo II de este procedimiento, correspondientes a Sujetos Representantes, Comercializadores de Referencia o Comercializadores, el titular de dicha Unidad de Programacin ser el propio Sujeto Representante, Comercializador de Referencia o Comercializador.

En el caso de Unidades de Programacin utilizadas para integrar en el mercado las transacciones de importacin o de exportacin de energa realizados a travs de las interconexiones internacionales, el titular de la Unidad de Programacin ser el Sujeto del mercado que haya sido autorizado para la realizacin de dichos intercambios internacionales.

En el caso de Unidades de Programacin utilizadas para la integracin en el mercado de produccin de la energa procedente de las subastas de emisiones primarias de energa (SEP), los titulares de la Unidades de Programacin Genricas sern, respectivamente, el SM vendedor y el SM tenedor de opciones de compra de energa.

En el caso de Unidades de Programacin Genricas utilizadas para la comunicacin de transacciones internacionales firmes en la interconexin con Francia el titular de la Unidad de Programacin ser el Sujeto del mercado que haya sido autorizado para la realizacin de dichos intercambios internacionales.

Corresponder al Sujeto Titular:

a) La solicitud de alta, baja y comunicacin de modificaciones relativas a la unidad de programacin en el sistema de informacin del OS.

b) En su caso, la comunicacin al OS de la designacin de un Sujeto Representante (RST) para la gestin diaria de dicha Unidad de Programacin.

c) Comunicar al OS los programas horarios de energa de dicha Unidad de Programacin, comunicando, adems, en su caso, las Unidades de Programacin que actan de contrapartes en el caso de las transacciones correspondientes a contratos bilaterales con entrega fsica.

d) Facilitar al OS los programas desagregados por unidades fsicas y/o, en su caso, por unidades de produccin equivalentes, de acuerdo con los criterios de desagregacin de programas que haya establecido el OS de forma especfica para dicha Unidad de Programacin.

e) Interlocucin para el intercambio de informacin con el OS.

12.3 Representante de la Unidad de Programacin: El Representante de una Unidad de Programacin ser un sujeto del mercado designado por el sujeto titular de la Unidad de Programacin para actuar por cuenta del titular, bien en nombre propio o en nombre ajeno, en el Mercado de Produccin Espaol utilizando para ello las mismas Unidades de Programacin que utilizara el sujeto titular excepto en los casos establecidos en el Anexo II.

La designacin del Sujeto Representante de la Unidad de Programacin se efectuar mediante la presentacin por el Sujeto Titular ante el OS del correspondiente poder notarial que acredite este hecho.

El Representante de la Unidad de Programacin ser el responsable de la ejecucin de las funciones enumeradas en el apartado anterior en los puntos a), salvo la comunicacin de altas y bajas que deber ser realizada por el sujeto titular de la unidad de programacin, b), en el caso de que sea el representante el que deja de representar al sujeto titular y c) a e), ambos inclusive.

En aquellos casos en los que un Comercializador integre en el mercado produccin nacional, dicho Comercializador actuar a todos los efectos como Sujeto del Mercado directamente asociado a dichas Unidades de Programacin.

12.4 Sujeto del Mercado asociado a las Unidades de Programacin: Deber ser entendido como aplicable a los Sujetos Titulares y a los Representantes de unidades de programacin.

13. Pruebas de los nuevos sistemas de informacin

Antes de poner en funcionamiento cualquier nuevo intercambio de informacin, el OS propondr una fase previa de realizacin de las pertinentes pruebas de intercambios de informacin entre todos los sujetos afectados.

ANEXO I
Horarios establecidos para los intercambios de informacin

Horarios de publicacin de programas y otros intercambios de informacin.

Concepto

Hora

Notificacin del OS a los SM de las autorizaciones para la programacin relativas a los derechos fsicos de capacidad asignados en subastas explcitas en la interconexin Francia–Espaa.

D-2

≤ 16:00 horas

Nominacin de los SM al OS (sistema elctrico espaol) de la capacidad asignada en las subastas explicitas de capacidad anuales y mensuales en la interconexin Francia-Espaa.

≤ 7:45 horas

El OS pone a disposicin del OM y de los SM la informacin de los derechos fsicos de capacidad obtenidos en horizontes anual y mensual para la interconexin Francia-Espaa y cuyo uso ha sido notificado en ambos sistemas elctricos.

≤ 08:15 horas

En su caso, la EASEP realiza una nominacin indirecta de los CBEP con entrega fsica formalizados entre UPG de los SM vendedor y comprador.

≤ 8:45 horas

En su caso, el OS pone a disposicin de los SM la informacin correspondiente a las nominaciones de contratos bilaterales con entrega fsica de tipo CBEP.

≤ 08:50 horas

Comunicacin por los SM al OS de las nominaciones de contratos bilaterales:

Contratos bilaterales internacionales con entrega fsica a travs de interconexiones fuera del mbito del MIBEL en las que no est establecido un procedimiento coordinado de asignacin de capacidad.

Contratos bilaterales nacionales con entrega fsica que han elegido la opcin de nominacin firme previa al mercado diario.

≤ 10:15 horas

Publicacin por el OS de la informacin previa al MD.

≤ 10:30 horas

El OS pondr a disposicin del OM los valores de capacidad mxima en las interconexiones internacionales utilizables en el proceso de casacin de ofertas en el Mercado Diario (ATC).

≤ 10:30 horas

Puesta a disposicin del OM de la informacin relativa a los contratos bilaterales nominados al OS con anterioridad al MD.

Publicacin PDBC.

≤ 13:00 horas

Envo por los SM al OS de las nominaciones de programa por unidad de programacin:

Nominaciones de contratos bilaterales despus del MD.

Nominaciones de programa de Unidades de Programacin UP, integradas junto a otras UP en una misma unidad de oferta.

En caso de desacoplamiento de mercados y celebracin de la Subasta Diaria de Respaldo (SDR) en la interconexin Francia-Espaa, nominacin de los contratos bilaterales internacionales con entrega fsica entre la UPG y la unidad en frontera.

Envo de los SM al OS del programa correspondiente a:

Desagregaciones de UP en UF.

Potencia hidrulica mxima y mnima por unidad de programacin hidrulica.

≤ 13:00 horas

(en todo caso, hasta 30 min tras la publicacin del PDBC)

Publicacin PDBF.

≤ 14:00 horas

(en todo caso, hasta 60 min tras publicacin PDBC)

Presentacin de ofertas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas.

Hasta 30 min tras publicacin PDBF

Puesta a disposicin de los SM y del OM de los resultados de la subasta de capacidad de contratos bilaterales con entrega fsica efectuada, en caso de congestin, en las interconexiones sin procedimiento coordinado de asignacin de capacidad.

≤ 16:00 horas

Publicacin PDVP.

≤ 16:00 horas

(en todo caso, hasta 120 min tras publicacin PDBF).

Requerimientos de reserva de regulacin secundaria.

≤ 16:00 horas

Requerimientos de reserva de potencia adicional a subir.

Tras publicacin del PDVP.

Presentacin de ofertas de reserva de potencia adicional a subir.

16:20 horas

(en todo caso, hasta trascurridos 30 min. tras publicacin de los requerimientos de reserva de potencia adicional a subir, cuando la publicacin sea posterior a las 15:50 horas).

Asignacin de reserva de potencia adicional a subir.

≤ 17:00 horas (en todo caso, hasta 60 min tras publicacin PDVP).

Presentacin de ofertas de regulacin secundaria.

≤ 17:30 horas (en todo caso, hasta 30 minutos tras la publicacin del PDVP, o en su caso, hasta 30 minutos tras la publicacin de los resultados de la asignacin de reserva de potencia adicional a subir).

Asignacin de reserva de regulacin secundaria.

≤ 17:45 horas

Requerimientos de reserva de regulacin terciaria.

≤ 21:00 horas

Presentacin de ofertas de regulacin terciaria.

≤ 23:00 horas

Notas:

D: Da de programacin. Salvo otra indicacin, todos los horarios anteriores corresponden al da D-1 (da inmediatamente anterior al de operacin).

En aquellos casos en los que se verifique la existencia de una incidencia, y sta pueda ser corregida sin afectar de forma importante al proceso de programacin de la generacin, el OS, en coordinacin con el OM, mediante los correspondientes mensajes especficos y plazos de envo, realizar las actuaciones oportunas para su resolucin y, en su caso, proceder a la publicacin de nuevas versiones de estas publicaciones (Comunicacin de bilaterales, PDBF, PDVP y PHF), manteniendo informados en todo momento a los SM de estas actuaciones, a travs de la Web de Sujetos del eSIOS. En el caso de darse esta situacin, el OM y el OS adoptarn sus mejores esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.

En caso de que se produzcan retrasos en alguna otra publicacin se modificarn los horarios segn se describe en el texto del Procedimiento de Operacin. S como consecuencia de estos retrasos se viera afectada la secuencia de programacin de la operacin, el OS informar oportunamente a los SM mediante la pgina Web de Sujetos del Mercado del eSIOS.

Horarios de publicacin de los PHF tras las sesiones del mercado intradiario

Sesin 1.

Sesin 2.

Sesin 3.

Sesin 4.

Sesin 5.

Sesin 6.

Apertura de sesin

17:00

21:00

1:00

4:00

8:00

12:00

Cierre de sesin

18:45

21:45

1:45

4:45

8:45

12:45

Casacin

19:30

22:30

2:30

5:30

9:30

13:30

Recepcin de nominaciones por UP y desagregaciones de programa

20:00

23:00

3:00

6:00

10:00

14:00

Anlisis de restricciones

20:10

23:10

3:10

6:10

10:10

14:10

Recuadre tras restricciones

Publicacin PHF

20:20

23:20

3:20

6:20

10:20

14:20

Horizonte de programacin

27 horas

24 horas

20 horas

17 horas

13 horas

9 horas

(Periodos horarios)

(22-24)

(1-24)

(5-24)

(8-24)

(12-24)

(16-24)

Horarios del sistema coordinado de subastas explcitas intradiarias de la capacidad de intercambio en la interconexin Francia-Espaa

1. Subasta intradiaria (D-1)

2. Subasta intradiaria (D)

Lmite para la nominacin a los OS de la capacidad previamente adquirida

15:00

10:25

Intercambio de nominaciones entre OS

15:35-15:40

10:35-10:40

Publicacin de la especificacin de la subasta

16:05

11:05

Apertura periodo recepcin ofertas

16:15

11:15

Cierre periodo recepcin ofertas

16:45

11:45

Comunicacin resultados de la Subasta a los SM

17:00

12:00

Comunicacin a los SM y al OM de las capacidades asignadas

17:15

12:15

ANEXO II
Unidades de programacin localizadas en el sistema elctrico peninsular espaol

Los criterios para la organizacin de las unidades de programacin localizadas en el sistema elctrico peninsular espaol son:

1. Unidades de programacin para la entrega de energa

a) Grupo trmico no incluido en el apartado d de este anexo de potencia neta mxima superior o igual a 100 MW:

Se constituir una nica unidad de programacin por cada grupo trmico de potencia neta superior o igual a 100 MW, conforme al valor de potencia neta del Registro Administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica correspondiente, entendindose bajo el trmino de grupo trmico el constituido por un conjunto de uno o ms generadores elctricos basados en motores trmicos y acoplados mecnica o trmicamente, pudiendo estar dispuestos sobre ejes diferentes y que comparten el mismo nudo de conexin a la Red de Transporte o a la Red de Distribucin.

Las unidades de programacin sern clasificadas, atendiendo a la informacin sobre su combustible principal obtenida del Registro Administrativo correspondiente, en los siguientes tipos: nuclear, gas natural-ciclo combinado, carbn-hulla subbituminosa o lignito, carbn-hulla antracita, fuel y gas natural.

Una unidad de programacin trmica estar compuesta de una sola unidad fsica, entendiendo como tal, cada clave diferenciada del correspondiente Registro Administrativo, salvo en el caso de centrales multieje, como determinados grupos de ciclo combinado (X turbinas de gas ms Y turbinas de vapor), que integrarn tantas unidades fsicas como nmero de motores trmicos los componen.

Con carcter excepcional, el Operador del Sistema podr solicitar que determinadas grupos trmicos de potencia neta inferior a 100 MW, por su relevancia para la operacin del sistema, se constituyan en una unidad de programacin.

b) Unidades de gestin hidrulica:

Se constituir una nica unidad de programacin por cada conjunto de centrales hidroelctricas (incluidas aqullas pertenecientes a los subgrupos b.4.1, b.4.2, b.5.1 y b.5.2 establecidos en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio) que pertenezcan a una misma Unidad de Gestin Hidrulica (UGH) debidamente constituida, conforme a los criterios establecidos en la regulacin vigente.

Cada Unidad de Gestin Hidrulica estar compuesta por varias unidades fsicas. Se considerar como unidad fsica a cada instalacin, entendiendo como tal, cada clave diferenciada del Registro Administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica correspondiente a una central hidroelctrica.

c) Unidades de generacin pertenecientes a centrales reversibles de bombeo:

Se constituir una nica unidad de programacin para el conjunto de grupos de bombeo asociados a una central reversible de bombeo puro que evace en un determinado nudo de la Red de Transporte o de Distribucin.

Cada unidad de programacin estar compuesta por tantas unidades fsicas como grupos de bombeo tenga asociados, entendiendo como grupo de bombeo, cada clave diferenciada del Registro Administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica correspondiente.

Esta unidad de programacin para la entrega de energa ser diferente de la unidad de programacin (y de las correspondientes unidades fsicas) que se asignar (asignarn) a la misma instalacin para la programacin del consumo de bombeo de ese mismo conjunto de grupos.

Las instalaciones pertenecientes a centrales reversibles de bombeo se clasificarn a nivel de unidad fsica en instalaciones asociadas a bombeo puro y a bombeo mixto, A estos efectos y para las instalaciones inscritas en la seccin primera del Registro Administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica se utilizar la informacin establecida a este respecto en el citado registro.

d) Unidades de generacin pertenecientes a instalaciones o agrupaciones de instalaciones renovables (salvo UGHs), de cogeneracin y de residuos, de potencia neta superior a 1 MW:

Con carcter general, para instalaciones de produccin de energa elctrica que utilicen fuentes de energa primaria renovable (salvo UGHs), instalaciones de cogeneracin e instalaciones que utilicen residuos como fuente de energa primaria, y cuya potencia neta o suma de potencias netas sea superior a 1 MW, se constituir una nica unidad de programacin para la entrega de energa, por sujeto del mercado y tipo de produccin UP, conforme a lo establecido en el siguiente cuadro:

Tipo de produccin UP

Tipo de produccin UF

Gas Natural - Cogeneracin.

Derivados del petrleo o carbn.

Energa residual de instalaciones no productoras de energa elctrica.

Solar fotovoltaica.

Solar trmica.

Elica Terrestre.

Elica Marina.

Hidrulica - No UGH.

Fluyente/Embalse.

Oceanotrmica, geotrmica.

Biomasa.

Biogs.

Residuos domsticos y similares.

Residuos varios.

Subproductos minera.

En su caso, estas instalaciones se clasificarn atendiendo a la informacin relativa a su combustible principal, obtenida del Registro Administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica correspondiente.

De esta forma, cada sujeto del mercado dispondr, con carcter general, como mximo, de tantas unidades de programacin como tipos de produccin definidos en el cuadro anterior compongan su parque de generacin, de modo que cada unidad de programacin integre en el mercado la generacin de un nico tipo de produccin.

Cada unidad de programacin estar compuesta a su vez por una o ms unidades fsicas con el mismo tipo de produccin que la unidad de programacin.

Se considerarn como unidades fsicas:

• Cada instalacin, entendiendo como tal, cada clave diferenciada del correspondiente Registro Administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica del Ministerio de Industria, Energa y Turismo. En el caso de que para una clave diferenciada exista ms de un CIL, se podrn dar de alta tantas unidades fsicas como nmero de CIL asociados existan para esta clave con el mismo combustible.

• Cada agrupacin de instalaciones, de acuerdo con la definicin dada en el artculo 7.c del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de produccin de energa elctrica a partir de fuentes de energa renovables, cogeneracin y residuos.

Adicionalmente, y respetando los criterios de sujeto del mercado y tipo de produccin de la unidad de programacin, en su caso se debern distinguir, de forma especfica, tantas unidades de programacin como sean necesarias, al objeto de poder diferenciar entre:

• Generacin gestionable y no gestionable de acuerdo con la definicin dada en el anexo XV del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, slo en caso de instalaciones renovables, para la aplicacin de los criterios de prioridad de despacho.

• Generacin a la que le son de aplicacin / no le son de aplicacin los criterios de prioridad de despacho.

• Generacin habilitada / no habilitada para la participacin en los servicios de ajuste del sistema de carcter potestativo (regulacin secundaria, regulacin terciaria y/o gestin de desvos).

Asimismo, en el caso de que las caractersticas especficas de alguna instalacin hiciesen necesario su tratamiento individualizado por el Operador del Sistema, el sujeto del mercado dispondr de la correspondiente unidad de programacin especfica con una o varias unidades fsicas, atendiendo a criterios tcnicos u operativos debidamente justificados.

e) Unidades de generacin pertenecientes a instalaciones renovables (salvo UGHs), de cogeneracin y de residuos de potencia neta menor o igual a 1 MW:

Con carcter general, se constituir una nica unidad de programacin de generacin perteneciente a instalaciones renovables, de cogeneracin y de residuos de potencia neta menor o igual a 1 MW por sujeto del mercado y tipo de produccin UP, conforme a lo establecido en el siguiente cuadro:

Tipo de produccin UP

Tipo de produccin UF

Gas Natural - Cogeneracin.

Derivados del petrleo o carbn.

Energa residual de instalaciones no productoras de energa elctrica.

Solar fotovoltaica.

Solar trmica.

Elica Terrestre.

Elica Marina.

Hidrulica - No UGH.

Fluyente/Embalse.

Oceanotrmica, geotrmica.

Biomasa.

Biogs.

Residuos domsticos y similares.

Residuos varios.

Subproductos minera.

De esta forma, cada sujeto del mercado dispondr, con carcter general, como mximo, de tantas unidades de programacin como tipos de produccin definidos en el cuadro anterior compongan su parque de generacin, de modo que cada unidad de programacin integre en el mercado la generacin de un nico tipo de produccin.

Cada unidad de programacin estar compuesta por una nica unidad fsica que agrupar a todas las instalaciones de potencia neta menor o igual a 1 MW del mismo tipo de produccin y sujeto del mercado. Se entender como instalacin, cada clave diferenciada del correspondiente Registro Administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica del Ministerio de Industria, Energa y Turismo.

Asimismo, y respetando los criterios de sujeto del mercado y tipo de produccin de la unidad de programacin, en su caso, se debern distinguir, de forma especfica, tantas unidades de programacin como sean necesarias al objeto de poder diferenciar entre:

• Generacin gestionable y no gestionable de acuerdo con la definicin dada en el anexo XV del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, slo en caso de instalaciones renovables, para la aplicacin de los criterios de prioridad de despacho.

• Generacin a la que le son de aplicacin / no le son de aplicacin los criterios de prioridad de despacho.

En el caso de que las caractersticas especficas de alguna instalacin hiciesen necesario su tratamiento individualizado por el Operador del Sistema, como por la participacin en los servicios de ajuste del sistema de carcter potestativo, entre otros, el sujeto del mercado podr disponer de la correspondiente unidad de programacin especfica integrada, a su vez, por unidades fsicas individuales, atendiendo a criterios tcnicos u operativos debidamente justificados. En este caso, a la unidad de programacin en cuestin (integrada por instalaciones de potencia neta menor o igual a 1 MW) le sern de aplicacin los criterios establecidos en el apartado anterior.

f) Unidades de venta de energa para la importacin de energa:

Cada sujeto autorizado para la importacin de energa desde sistemas externos al sistema elctrico espaol dispondr de una nica unidad de programacin para la integracin en el mercado de la energa importada a travs de cada una de las interconexiones internacionales para las que disponga de la correspondiente autorizacin para la importacin de energa.

Consideraciones sobre el sujeto del mercado asociado a las unidades de programacin para la entrega de energa:

El sujeto del mercado asociado a las unidades de programacin que representan a unidades de generacin localizadas en el sistema elctrico peninsular espaol, a las que se refieren los apartados 1.a, 1.b, 1.c y 1.d anteriores, podr ser, en cumplimiento de la legislacin vigente:

• El propio Sujeto del Mercado Productor, propietario de las instalaciones de produccin o bien el copropietario que acte en cada momento como responsable de dichas instalaciones ante el Operador del Sistema, en el caso de centrales de propiedad compartida.

• Un Sujeto del Mercado que acte como Representante por cuenta ajena indirecta (en nombre propio). El representante de sujetos propietarios de instalaciones de produccin podr actuar con sus propias unidades de programacin de representante, o con la unidad de programacin del sujeto del mercado propietario de la instalacin.

• Un Sujeto del Mercado que acte como Representante por cuenta ajena directa (en nombre ajeno). En este caso el representante de sujetos del mercado propietarios de instalaciones de produccin actuar con la unidad de programacin del sujeto del mercado propietario de la instalacin.

• Un Sujeto del Mercado Comercializador autorizado para la venta de energa. El comercializador que establezca un contrato de comercializacin con sujetos propietarios de instalaciones de produccin actuar con las propias unidades de programacin del sujeto comercializador.

En el caso del apartado 1.e, el sujeto del mercado asociado a las correspondientes unidades de programacin podr ser nicamente un Representante o un Comercializador, siempre y cuando dispongan de representante o comercializador. En caso de no disponer de Representante o Comercializador, podr actuar con las unidades de programacin del Productor.

Consideraciones sobre las instalaciones renovables y las cogeneraciones de alta eficiencia:

A efectos de la organizacin de las unidades de programacin y de la aplicacin de los criterios de prioridad de despacho establecidos en la Ley del Sector Elctrico 24/2013 y en el Real Decreto 413/2014:

• El OS considerar una instalacin como renovable cuando la instalacin est clasificada dentro de la categora b del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. A estos efectos, se consideran incluidas en la categora b del citado Real Decreto, las instalaciones de produccin inscritas en la seccin primera del registro administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica como hidrulica de tipo embalse o fluyente, y las instalaciones de la seccin segunda que aparezca dicha categora b en su inscripcin en el registro.

• El OS considerar una instalacin como cogeneracin de alta eficiencia cuando cumpla los requisitos establecidos en el Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneracin. Estos requisitos se podrn acreditar por la CNMC para las instalaciones de cogeneracin con rgimen retributivo especfico o, en el caso de no tener reconocido el rgimen retributivo especfico, mediante un certificado de una entidad reconocida por la Administracin competente en la que se determine la eficiencia del proceso de cogeneracin. El sujeto del mercado deber presentar esta certificacin al OS por los medios que ste establezca a tal efecto.

• El OS considerar el carcter fluyente o de embalse de las unidades fsicas de acuerdo a la informacin disponible en el Registro Administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica, o en su defecto se considerar que la instalacin es de tipo fluyente, salvo acreditacin oficial respecto a su carcter de instalacin asociada a un embalse, que deber ser presentada al OS por los medios que ste establezca a tal efecto.

2. Unidades de programacin para la toma de energa

a) Adquisicin de energa por Comercializadores:

Cada Sujeto Comercializador en Mercado ser titular de una nica unidad de programacin para el conjunto de sus suministros dentro del sistema elctrico peninsular espaol.

b) Adquisicin de energa por Consumidores Directos en Mercado:

Cada Sujeto Consumidor Directo en Mercado ser titular de una nica unidad de programacin para el conjunto de sus suministros dentro del sistema elctrico peninsular espaol de los que sea Sujeto de Liquidacin con la misma fiscalidad del Impuesto de Electricidad.

Cada Sujeto Representante en nombre propio y por cuenta ajena (representacin indirecta) ante el Operador del Sistema y el Operador del Mercado de un Consumidor Directo en Mercado, ser titular de una nica unidad de programacin para el suministro a todos sus Consumidores Directos en Mercado representados dentro del sistema elctrico peninsular espaol con la misma fiscalidad del Impuesto de Electricidad.

Cada Sujeto Representante en nombre propio y por cuenta ajena (representacin indirecta) ante el Operador del Sistema y con representacin en nombre ajeno y por cuenta ajena (representacin directa) ante el Operador del Mercado de un Consumidor Directo en Mercado, podr utilizar las unidades de programacin con las que actuara el Consumidor Directo en Mercado.

c) Adquisicin de energa por Gestores de cargas

Los gestores de cargas que acten directamente en el mercado dispondrn de una unidad de programacin de adquisicin de energa en los mismos trminos establecidos en el apartado anterior para los Consumidores Directos en Mercado.

d) Adquisicin de energa por productores para consumo de bombeo

Cada Sujeto del Mercado (propietario, representante o comercializador) ser titular de una nica unidad de programacin para la adquisicin de energa para el consumo de bombeo del conjunto de grupos conectados en un mismo nudo de la Red de Transporte o Distribucin.

Esta unidad de programacin estar compuesta por tantas unidades fsicas como grupos de bombeo integran la unidad de programacin, entendiendo como tal, cada clave diferenciada del Registro Administrativo correspondiente.

e) Adquisicin de energa por productores para consumos auxiliares:

Cada Sujeto del Mercado (propietario, representante o comercializador) podr ser titular de una nica unidad de programacin para la adquisicin del consumo horario de servicios auxiliares de todos los servicios auxiliares de sus instalaciones de generacin, entendindose por servicios auxiliares los definidos en el artculo 3 del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema elctrico, aprobado por Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.

En el caso de las unidades de programacin pertenecientes a los apartados 1.a, 1.b y 1.c. de este anexo, cada Sujeto del Mercado que opte por disponer de este tipo de unidades deber ser titular de una unidad de programacin para adquisicin de energa para los consumos auxiliares por cada una de las unidades de programacin asociadas

La adquisicin de energa por productores para consumos auxiliares se realizar cuando el saldo neto horario de energa sea consumidor.

f) Adquisicin de energa para la exportacin de energa:

Cada sujeto autorizado para la exportacin de energa desde el sistema elctrico espaol a sistemas externos ser titular de una nica unidad de programacin para la integracin en el mercado de la energa exportada a travs de cada una de las interconexiones internacionales para las que disponga de la correspondiente autorizacin.

g) Adquisicin de energa en el mercado para el suministro de energa desde el sistema elctrico peninsular al sistema elctrico balear:

Cada sujeto del sistema elctrico balear autorizado para la adquisicin de energa en el sistema elctrico peninsular ser titular de una unidad de programacin para la integracin en el mercado del programa de energa a travs del enlace entre el sistema elctrico peninsular y el sistema elctrico balear.

3. Unidades de programacin genricas

Cada sujeto podr solicitar disponer de una nica unidad de programacin genrica que permitir la programacin de entregas o tomas de energa por sujeto en cartera, para:

• La notificacin del uso de la capacidad asignada en subastas explcitas en la interconexin entre Espaa y Francia.

• La integracin en el mercado de produccin de la generacin comprometida en contratos bilaterales fsicos.

• La integracin en el mercado de produccin de la energa procedente de las subastas de emisiones primarias de energa (SEP), en caso de que el ejercicio de opciones se realice por entrega fsica.

4. Identificacin de unidades de programacin y unidades fsicas

Cada unidad de programacin o unidad fsica deber tener asociado el correspondiente Energy Identificacin Code (EIC). Este cdigo constituir la clave nica de registro de las unidades en el Operador del Sistema y ser el utilizado por el mismo para reportar la informacin relativa a las unidades de acuerdo con los Reglamentos EU 543/2013 de 14 de julio y EU 1227/2011 (REMIT).

ANEXO III
Unidades de programacin localizadas en el sistema elctrico continental portugus

Las unidades de programacin localizadas en el sistema elctrico portugus se establecern atendiendo a los criterios establecidos por el OS elctrico portugus.

ANEXO IV
Declaracin de alta de contratos bilaterales con entrega fsica ante el operador del sistema

Los contratos bilaterales con entrega fsica podrn ser establecidos entre los sujetos del mercado (productores, comercializadores, consumidores directos en mercado y comercializadores de referencia) utilizando las unidades de programacin fsicas o genricas establecidas en el Anexo II.

La declaracin de contratos bilaterales se realizar desde la pgina Web de Sujetos del Mercado del eSIOS.

Tras la solicitud de alta del contrato bilateral, el OS revisar si la informacin sobre el mismo es correcta y completa y proceder a comunicar la fecha de alta del mismo al SM solicitante.

Los contratos bilaterales internacionales para la importacin de energa en el mbito del MIBEL, tendrn asociada nicamente como unidad vendedora la correspondiente unidad de programacin para la importacin de energa.

Los contratos bilaterales internacionales para la exportacin de energa en el mbito del MIBEL, tendrn asociada nicamente como unidad compradora la correspondiente unidad de programacin para la exportacin de energa.

Los contratos bilaterales internacionales para la importacin/exportacin de energa a travs de interconexiones para las que est establecido un mecanismo coordinado de gestin de la capacidad de intercambio, tendrn asociadas como contraparte de las unidades de programacin de importacin/exportacin, unidades de programacin genricas.

La nominacin de estos contratos declarados ante el OS deber ser acorde con lo establecido en este procedimiento y deber respetar los horarios de comunicacin al OS fijados en el mismo.

ANEXO V
Reclamaciones a la gestin de los mercados de servicios de ajuste del sistema

Una vez publicados los resultados de los procesos de asignacin de ofertas de los distintos mercados de servicios de ajuste del sistema, los sujetos del mercado asociados a las unidades de programacin podrn presentar reclamaciones a estos procesos mediante la aplicacin Gestin de Reclamaciones puesta a su disposicin a estos efectos por el OS, pudiendo adelantar la informacin referente a la existencia de esta reclamacin, a travs de comunicacin telefnica, fax o correo electrnico dirigido a las direcciones de correo electrnico establecidas especficamente a estos efectos, siendo necesaria, en cualquier caso, la existencia de una comunicacin formal expresa a travs de la aplicacin informtica Gestin de Reclamaciones, para su consideracin como reclamacin formal.

El OS gestionar en un plazo no superior a tres das hbiles la comunicacin de la resolucin de la reclamacin al Sujeto que ha presentado la misma. No obstante, se podr disponer de un plazo mayor, previa justificacin.

En caso de que la reclamacin haya sido resuelta finalmente como desestimada, el Sujeto del Mercado dispondr de un plazo mximo de tres das hbiles para comunicar su conformidad o disconformidad con la misma. Al finalizar dicho plazo, la reclamacin quedar cerrada con la conformidad o disconformidad del Sujeto que la present. De no mediar dicha comunicacin en el plazo indicado, se entender su conformidad.

Los conflictos que puedan surgir con relacin a una reclamacin con disconformidad se resolvern de acuerdo a lo establecido en el artculo 12 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creacin de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia y en la Disposicin Transitoria Octava del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de produccin de energa elctrica.

P. O. 3.2 RESTRICCIONES TCNICAS

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer el proceso para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en el sistema elctrico peninsular espaol en el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) y en los programas resultantes de las diferentes sesiones del mercado intradiario, as como las que puedan identificarse con posterioridad durante la operacin en tiempo real.

2. mbito de aplicacin

Este procedimiento es de aplicacin a los siguientes sujetos:

• Operador del Sistema (OS).

• Sujetos de Mercado (SM).

En el contenido de este procedimiento de operacin, salvo mencin expresa contraria, todas las referencias a los sujetos titulares de las unidades de programacin debern ser entendidas como aplicables tambin a los representantes de sujetos titulares de unidades de programacin.

3. Resolucin de restricciones tcnicas en el mercado diario

3.1 Desagregacin de los programas de las unidades de programacin de venta y de adquisicin de energa y comunicacin al OS de otras informaciones necesarias para los anlisis de seguridad:

En el plazo de tiempo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece la programacin de la generacin, los sujetos titulares de unidades de programacin facilitarn al OS la informacin correspondiente a la desagregacin en unidades fsicas del programa de energa de cada unidad de programacin:

Los sujetos titulares de todas y cada una de las unidades de programacin integradas por ms de una unidad fsica debern facilitar al OS la informacin relativa a las desagregaciones de los programas de energa asignados a cada una de las unidades fsicas que integran cada unidad de programacin, al objeto de que esta informacin pueda ser tenida en cuenta en los anlisis de seguridad del sistema.

Esta desagregacin de programas ser aplicable, en el caso de las unidades de programacin de venta de energa, a todas aquellas unidades compuestas por ms de una unidad fsica y que se correspondan con:

• Unidades de venta correspondientes a un grupo trmico no renovable (UVT) compuesto por varias unidades fsicas.

• Unidades de venta de energa correspondientes a centrales reversibles de bombeo (UVBG).

• Unidades de venta de energa correspondientes a instalaciones de produccin que utilizan fuentes de energa renovables (UVR).

En el caso de las unidades de programacin de adquisicin de energa, esta desagregacin de programas incluir a todas aquellas unidades compuestas por ms de una unidad fsica y que se correspondan con unidades de adquisicin correspondientes a consumo de bombeo (UAB).

Para efectuar este proceso de desagregacin de los programas de las unidades de programacin en unidades fsicas, el OS podr definir y comunicar previamente a los sujetos titulares de unidades de programacin, los criterios, bases y cdigos a utilizar para la realizacin de estas desagregaciones. Estos criterios podrn ser funcin de las caractersticas de las diferentes unidades de programacin, pudiendo definir el OS para este objetivo, unidades de produccin equivalentes que engloben un conjunto de unidades fsicas de potencia neta registrada inferior a un cierto valor, desagregaciones por tecnologas, desagregaciones por nudos del modelo de red utilizado por el OS en los anlisis de seguridad, y combinaciones de las anteriores.

3.2 Ofertas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas.

3.2.1 Periodo para la recepcin de ofertas.

Una vez comunicado el PDBF, el OS considerar abierto el periodo de recepcin de ofertas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas, periodo que se cerrar 30 minutos despus de la comunicacin del PDBF.

El OS podr prolongar este plazo de recepcin de ofertas, slo en casos excepcionales y previa comunicacin a todos los SM a travs de la pgina Web de SM del sistema eSIOS, comunicacin en la que se indicar la nueva hora de cierre del perodo de recepcin de ofertas, y las causas concretas en las que se ha basado la decisin de la prolongacin del periodo de recepcin de ofertas.

3.2.2 Presentacin de ofertas.

3.2.2.1 Unidades de venta de energa:

Los siguientes sujetos titulares de unidades de venta de energa, asociadas tanto a transacciones de mercado como afectas a contratos bilaterales con entrega fsica, presentarn las ofertas indicadas en este apartado:

• Produccin de grupos trmicos no renovables y centrales reversibles de bombeo.

• Produccin de instalaciones que utilizan fuentes de energa renovables.

• Importaciones de energa desde los sistemas elctricos externos en los que no est implantado un sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio.

Los tipos de oferta que presentarn las unidades de venta de energa indicadas sern:

• Ofertas de venta de energa. Las ofertas de venta de energa tendrn carcter obligatorio o potestativo.

Las ofertas de venta de energa tendrn carcter obligatorio para todos aquellos sujetos titulares de unidades de programacin que, en aplicacin de la normativa vigente, estn obligados a realizar ofertas de venta para cada periodo de programacin. Esta obligacin aplicar a la totalidad de la potencia mxima disponible en la correspondiente unidad de programacin adicional a la programada en el PDBF, y de forma independiente a que su contratacin en el mercado de produccin se efecte a travs de la gestin del programa de energa en el mercado diario o mediante la ejecucin de contratos bilaterales con entrega fsica. A estos efectos, se considerar potencia mxima disponible de una unidad de programacin al valor mximo de potencia activa del conjunto de unidades fsicas integradas en dicha unidad de programacin, que no se ve afectado por limitaciones en la capacidad de produccin, teniendo en cuenta, en su caso, el recurso de energa primaria disponible en dichas instalaciones.

Las unidades de produccin afectas a contratos bilaterales con entrega fsica cuyo objeto sea la exportacin de energa a travs de interconexiones elctricas sin sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio, debern presentar ofertas de venta de energa por la totalidad de la potencia mxima disponible en la correspondiente unidad de produccin, y ello con independencia del programa de venta de energa comprometido en el PDBF, ya que este programa PDBF, en caso de existir una congestin en sentido exportador en dicha interconexin, podra verse reducido o incluso llegar a anularse.

Las ofertas de venta de energa tendrn carcter potestativo para las unidades de venta de energa correspondientes a importaciones de energa desde aquellos sistemas elctricos externos en los que no est implantado un sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio.

• Ofertas de compra de energa. Las ofertas de compra de energa sern de carcter obligatorio para todas las unidades de venta respecto al programa de venta de energa establecido en el PDBF para la correspondiente unidad de venta de energa.

3.2.2.2 Unidades de adquisicin de energa:

Los sujetos titulares de unidades de adquisicin de energa para consumo de bombeo, asociadas tanto a transacciones de mercado como afectas a contratos bilaterales con entrega fsica, presentarn los siguientes tipos de oferta:

• Ofertas de venta de energa que tendrn carcter obligatorio respecto al correspondiente programa de adquisicin de energa para consumo de bombeo programado en el PDBF (reduccin hasta la anulacin del programa de consumo de bombeo del PDBF).

• Ofertas de compra de energa que tendrn carcter potestativo, para el incremento respecto al PDBF del programa de consumo de bombeo de la unidad.

3.2.2.3 Unidades de programacin genricas (UPG): Las unidades de programacin genricas no participarn en la resolucin de restricciones tcnicas, no aceptndose por ello la presentacin de ofertas de restricciones para este tipo de unidades de programacin.

3.2.3 Caractersticas de las ofertas.

Las ofertas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas sern, con carcter general, ofertas simples, debiendo ser presentadas por el sujeto titular de la correspondiente unidad, y ello con independencia de que dicha unidad de venta o de adquisicin pueda estar afecta, adems, de forma parcial o total, a uno o ms contratos bilaterales con entrega fsica, para los que se haya comunicado su ejecucin para el da siguiente.

En cada oferta se especificar la siguiente informacin:

• Tipo de oferta (produccin, importacin o consumo de bombeo).

• Para cada periodo de programacin, y respecto a la energa programada en el PDBF se indicar:

Energa a subir:

N. de bloque: Bloques divisibles de precios crecientes, en orden correlativo de 1 a 10 (nmero mximo de bloques).

Energa (MWh).

Precio de la energa ofertada.

Energa a bajar:

N. de bloque: Bloques divisibles de precios decrecientes, en orden correlativo de 1 a 10 (nmero mximo de bloques).

Energa (MWh).

Precio de la energa ofertada.

• Cdigo para la definicin del orden de precedencia a considerar para la repercusin de los posibles redespachos de energa a subir aplicados sobre una unidad de consumo de bombeo, y de los posibles redespachos de energa a bajar aplicados sobre una unidad de venta, en caso de que la misma participe simultneamente en una transaccin de mercado y en la ejecucin de uno o ms contratos bilaterales con entrega fsica (reduccin prioritaria del programa correspondiente a la transaccin de mercado y reduccin posterior de los contratos bilaterales mediante prorrata entre ellos, prioridad inversa, o bien, aplicacin de la regla prorrata sobre todo el conjunto de transacciones).

Las unidades de venta de energa correspondientes a grupos trmicos podrn presentar ofertas complejas que constarn de cuatro trminos:

• Ingresos por mantener acoplada la unidad durante una hora.

• Ingresos por unidad de energa producida.

• Ingresos por arranque en fro.

• Ingresos por arranque en caliente.

En el proceso de solucin de restricciones tcnicas estas ofertas complejas podrn ser tenidas en consideracin nicamente en los casos en los que la correspondiente unidad de venta de energa tenga un programa horario nulo en todos y cada uno de los periodos que constituyen el horizonte diario de programacin, o bien tenga nicamente programa de energa en uno o varios de los tres primeros periodos horarios de dicho horizonte, a modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.

Adicionalmente en el caso de ciclos combinados multieje el trmino de arranque en caliente de las ofertas complejas podr ser tenido en cuenta cuando la asignacin de incrementos de programa por seguridad del sistema requiera un cambio en el modo de funcionamiento que conlleve el arranque de una o ms turbinas de gas.

En aquellos casos en los que la oferta compleja sea aplicable, al verificarse la condicin anteriormente indicada, la utilizacin de la misma se efectuar bajo los siguientes criterios:

• Se considerar que la unidad permanece acoplada en un determinado periodo de programacin siempre y cuando su programa de produccin sea superior a cero en dicho periodo.

• El trmino correspondiente a los ingresos por unidad de energa producida se especificar mediante un nico bloque.

• Arranque en caliente: Arranque programado y/o realizado por la unidad trmica de produccin de forma tal que el intervalo de tiempo comprendido desde la ltima hora con programa asignado y la hora en la que se programa y/o se realiza el arranque es inferior a 5 horas; y arranque programado y/o realizado por la segunda y sucesivas turbinas de gas de un ciclo combinado multieje, en respuesta a una solicitud especfica del OS.

• Arranque en fro: Cualquier otro arranque programado y/o realizado por la unidad trmica de produccin que no cumpla la condicin anterior.

Los sujetos titulares de unidades de programacin a los que sea de aplicacin la presentacin de ofertas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas podrn disponer de ofertas de restricciones por defecto de acuerdo con lo dispuesto en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin.

3.3 Proceso de resolucin de las restricciones tcnicas del programa diario base de funcionamiento (PDBF).

Este proceso consta de dos fases diferenciadas:

Fase 1: Modificacin del programa PDBF por criterios de seguridad.

Fase 2: Reequilibrio de produccin y demanda.

3.3.1 Fase 1: Modificacin del programa PDBF por criterios de seguridad.

El objetivo de esta fase es la determinacin de las restricciones tcnicas que puedan afectar a la ejecucin del PDBF, identificando aquellas modificaciones de programa que sean necesarias para la resolucin de las restricciones tcnicas detectadas, y estableciendo las limitaciones de programa por seguridad necesarias para evitar la aparicin de nuevas restricciones tcnicas en la segunda fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas y en subsiguientes mercados.

3.3.1.1 Identificacin de las restricciones tcnicas.

3.3.1.1.1 Preparacin de los casos de estudio: Los anlisis de seguridad para la identificacin de las restricciones tcnicas tendrn en cuenta la siguiente informacin:

• La produccin y los programas de intercambios internacionales incluidos en el PDBF.

• Las desagregaciones de programas correspondientes a:

– Unidades de venta de energa asociadas a grupos trmicos no renovables (UVT) y centrales reversibles de bombeo (UVBG).

– Unidades de venta de energa asociadas a instalaciones de produccin que utilizan fuentes de energa renovables (UVR) teniendo en cuenta la precisin de la previsin de entregas de produccin en aquellas instalaciones cuya produccin dependa de las condiciones de su recurso primario.

• La demanda prevista por el OS y la precisin de su previsin.

• La mejor previsin de produccin elica y solar de que disponga el OS.

• La mejor informacin disponible en relacin con:

– Indisponibilidades tanto programadas como sobrevenidas que afecten a elementos de red.

– Indisponibilidades tanto programadas como sobrevenidas que afecten a las unidades fsicas de produccin y a las unidades de adquisicin para consumo de bombeo.

• La demanda se considerar distribuida en los diferentes nudos del modelo de red utilizado por el OS para la realizacin de los anlisis de seguridad. Esta distribucin de la demanda por nudos la efectuar el OS, utilizando como soporte para ello las aplicaciones de los sistemas de gestin de energa, y las aplicaciones informticas y Bases de Datos especficamente diseadas para los anlisis y la resolucin de las restricciones tcnicas.

3.3.1.1.2 Restriccin tcnica: Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situacin del sistema produccin-transporte que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a travs de los correspondientes procedimientos de operacin, requiera, a criterio tcnico del OS, la modificacin de los programas de energa.

En particular pueden identificarse restricciones debidas a:

a) Incumplimiento de las condiciones de seguridad en rgimen permanente y/o tras contingencia, definidas en el procedimiento de operacin por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operacin del sistema elctrico.

b) Insuficiente reserva de regulacin secundaria y/o terciaria.

c) Insuficiente reserva de potencia adicional para garantizar la cobertura de la demanda prevista.

d) Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensin en la Red de Transporte.

e) Insuficiente reserva de capacidad para la reposicin del servicio.

Para la resolucin de estas restricciones se aplicarn los mecanismos descritos en el presente procedimiento de operacin y en aquellos otros por los que se establece la gestin de los correspondientes servicios de ajuste del sistema.

3.3.1.1.3 Anlisis de seguridad: Sobre las bases anteriormente indicadas, el OS efectuar los anlisis de seguridad necesarios para todo el horizonte de programacin e identificar las restricciones tcnicas que afecten al PDBF, de acuerdo con los criterios de seguridad, calidad y fiabilidad contenidos en el procedimiento de operacin por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operacin del sistema elctrico.

Estos casos de estudio utilizados para la realizacin de los anlisis de seguridad del PDBF sern puestos a disposicin de los SM, en formato RAW de la aplicacin PSS/E, una vez transcurrido el periodo de tiempo establecido, en su caso, por razones de confidencialidad de la informacin, tal y como se indica en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin.

3.3.1.1.4 Resolucin de restricciones tcnicas: Antes de proceder a la solucin de las restricciones tcnicas identificadas en el sistema elctrico espaol, el OS resolver, en su caso, las congestiones identificadas en el PDBF que afecten a las interconexiones con los sistemas elctricos vecinos sin mecanismo coordinado de gestin de la capacidad de intercambio, con arreglo a lo establecido en la normativa y en los procedimientos de operacin vigentes.

3.3.1.1.5 Resolucin de restricciones tcnicas en el sistema elctrico espaol: Una vez verificada la no existencia de congestiones en las interconexiones internacionales en las que no est implantado un sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio, el OS analizar las condiciones de seguridad del sistema elctrico peninsular espaol. En el caso de identificarse en el PDBF restricciones tcnicas internas al sistema elctrico espaol, el OS estudiar para cada conjunto de periodos de programacin consecutivos en los que haya identificado restricciones tcnicas, las posibles soluciones que tcnicamente las resuelvan con un margen de seguridad adecuado.

3.3.1.2 Medios para la resolucin de las restricciones tcnicas:

Para resolver las restricciones tcnicas identificadas en el PDBF que afecten al sistema elctrico peninsular espaol, el OS podr establecer incrementos o reducciones de la energa programada en el PDBF.

Incremento de la energa programada en el PDBF.

Mediante la utilizacin de las ofertas de venta de energa presentadas al proceso de resolucin de restricciones tcnicas por unidades de venta de energa asociadas a instalaciones de produccin:

• Unidades correspondientes a grupos trmicos no renovables (UVT).

• Unidades correspondientes a centrales reversibles de bombeo (UVBG).

• Unidades de produccin de instalaciones que utilizan fuentes de energa renovables (UVR).

Reduccin de la energa programada en el PDBF:

La reduccin de la energa programada en el PDBF para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en el sistema elctrico espaol, se realizar sin utilizacin directa de ofertas a estos efectos, siendo consideradas estas reducciones de programa anulaciones del programa correspondiente previsto en el PDBF.

Estas reducciones de programa para la solucin de las restricciones tcnicas identificadas en el PDBF podrn ser aplicadas sobre los siguientes tipos de unidades:

a) Unidades de venta asociadas a instalaciones de produccin:

• Unidades correspondientes a grupos trmicos no renovables (UVT).

• Unidades correspondientes a centrales reversibles de bombeo (UVBG).

• Unidades de produccin de instalaciones que utilizan fuentes de energa renovables (UVR).

b) Unidades de adquisicin de energa para consumo de bombeo (UAB).

En el caso de que no se disponga de otros medios en el sistema elctrico peninsular espaol, o bien exista un riesgo cierto para el suministro en el territorio peninsular nacional, las reducciones de la energa programada en el PDBF se podrn hacer tambin extensivas a las:

c) Unidades de adquisicin correspondientes a programas de exportacin de energa a travs de las interconexiones con los sistemas elctricos vecinos (UAE) en las que no est implantado un sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio.

En situaciones excepcionales, bien por falta de medios en el sistema elctrico peninsular espaol o por riesgo cierto para garantizar el suministro en el territorio peninsular espaol, para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en el PBF, el OS podr solicitar a los sistemas elctricos vecinos interconectados con el sistema elctrico espaol, incrementos y/o reducciones de programas de energa en unidades ubicadas en su sistema.

3.3.1.3 Seleccin y aplicacin de los medios de resolucin:

Solucin de restricciones tcnicas mediante el incremento de la energa programada en el PDBF:

En el caso de ser necesarios incrementos de la energa programada en el PDBF, y existir ms de una solucin tcnicamente vlida para la solucin de la restriccin tcnica, con un grado de fiabilidad equivalente bajo el punto de vista de la operacin del sistema, el OS efectuar una evaluacin econmica de las posibles soluciones y elegir aqulla que represente un menor coste siendo calculado ste como la diferencia entre el volumen econmico asociado a los redespachos de energa correspondientes a la Fase 1 de solucin de restricciones tcnicas, y el volumen econmico resultante de la valoracin de esos mismos redespachos de energa al correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

A igualdad de coste para varias soluciones equivalentes en trminos de eficacia tcnica para la resolucin de las restricciones identificadas, el OS seleccionar aqulla que represente un menor movimiento de energa respecto al PDBF, y en caso de ser el mismo para dos o ms unidades, dar prioridad a las instalaciones que utilicen fuentes de energa renovable y, tras ellas, a las instalaciones trmicas de cogeneracin de alta eficiencia, frente al resto de instalaciones de produccin.

Los incrementos de programa para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en el PDBF se efectuarn mediante la aplicacin de redespachos de energa, dando lugar a nuevos programas de energa que estarn establecidos, siempre que as sea posible, en valores enteros de MWh, programas que, en el caso de las unidades de produccin, tendrn un valor no inferior al mnimo tcnico de la correspondiente unidad, y no superior a la potencia mxima disponible en la unidad, potencia que en el lmite ser igual a la potencia activa neta registrada para la misma.

Los incrementos de programa respecto al PDBF que sean aplicados para la resolucin de las restricciones tcnicas sern valorados sobre la base de la oferta presentada para el proceso de resolucin de restricciones.

En el caso de ciclos combinados multieje, cuando los incrementos de programa respecto al PDBF requieran un cambio en el modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje, tal que conlleve el arranque de una o ms turbinas de gas adicionales, se retribuir el arranque programado y realizado de forma efectiva de cada turbina de gas de acuerdo con el trmino de arranque en caliente de la oferta compleja de restricciones tcnicas que haya sido presentada.

Solucin de restricciones tcnicas mediante la reduccin de la energa programada en el PDBF:

Para la aplicacin de reducciones de los programas de energa previstos en el PDBF para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en el sistema elctrico espaol se tendr en cuenta la influencia que el programa de energa de cada unidad tiene sobre las restricciones tcnicas identificadas, utilizndose a estos efectos los factores de contribucin a las restricciones tcnicas obtenidos en los anlisis de seguridad realizados.

As, en el caso de que existan varias unidades con una influencia equivalente sobre las restricciones tcnicas identificadas, para la resolucin de stas se reducirn los programas de estas unidades mediante la aplicacin de la regla prorrata sobre sus correspondientes programas de energa, teniendo en cuenta el siguiente orden de prioridad, siempre y cuando la seguridad del sistema as lo permita:

1. Unidades de produccin, excepto instalaciones renovables e instalaciones trmicas de cogeneracin de alta eficiencia atendiendo a la definicin prevista en el artculo 2 del Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneracin.

2. Unidades de produccin correspondientes a instalaciones trmicas de cogeneracin de alta eficiencia atendiendo a la definicin prevista en el artculo 2 del Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneracin.

3. Unidades de produccin correspondientes a instalaciones renovables gestionables de acuerdo a la definicin establecida en el anexo XV del Real decreto 413/2014, de 6 de junio.

4. Unidades de produccin correspondientes a instalaciones renovables no gestionables de acuerdo a la definicin establecida en el anexo XV del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio: Dentro de este conjunto de unidades, se reducirn en ltimo lugar aquellas cuya adecuacin tecnolgica, de acuerdo con lo fijado en los procedimientos de operacin 12.2 y 12.3, contribuya en mayor medida a garantizar las condiciones de seguridad y calidad de suministro en el sistema elctrico peninsular espaol.

Adems, dentro de cada conjunto anterior de unidades, se reducirn en ltimo lugar aquellos generadores que reciban consignas de tensin del OS.

En el caso de que los efectos de los programas de las unidades sobre las restricciones tcnicas identificadas no sean equivalentes, la modificacin de los programas de las diferentes unidades se efectuar reduciendo, en primer lugar, el programa de la unidad que tiene el mayor factor de contribucin, respetando el programa de produccin mnima que pueda ser requerido en esta unidad de programacin por razones de seguridad del sistema, procediendo a aplicar las sucesivas reducciones siguiendo el orden de los factores de contribucin decrecientes obtenidos en los anlisis de seguridad.

Las reducciones de programa para la solucin de las restricciones tcnicas identificadas en el PDBF se efectuarn mediante la aplicacin de redespachos de energa sobre dichas unidades.

Este proceso de reduccin de programas dar lugar a nuevos programas de energa que estarn establecidos, siempre que as sea posible, en valores enteros de MWh, programas que, en el caso de las unidades de produccin, tendrn un valor no inferior al mnimo tcnico de la correspondiente unidad, ni superior a la potencia mxima disponible en la unidad, potencia que en el lmite ser igual a la potencia activa neta registrada para la misma.

Para ello, una vez reducidos los programas de venta de energa conforme a los correspondientes factores de contribucin a las restricciones identificadas, o la aplicacin, en su caso, de la regla prorrata para realizar dicha reduccin, se establecer un redondeo de dichos programas, mediante la aplicacin de la Norma Internacional ISO 31 B, de forma que todos los programas resultantes estn expresados en valores enteros de MWh.

Las reducciones de programa respecto del PDBF que sean necesarias para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas, aplicadas tanto sobre unidades de venta de energa, como de adquisicin (consumo de bombeo y, en su caso, exportaciones) sern consideradas anulaciones del programa correspondiente previsto en el PDBF.

Solucin de restricciones tcnicas debidas a insuficiente reserva de potencia a subir:

En aquellos casos en los que, una vez ya incorporados los redespachos y limitaciones de seguridad sobre el programa PDBF necesarios para la resolucin de las restricciones tcnicas, se identifique la existencia de una insuficiente reserva de potencia a subir en el programa resultante, el OS adoptar las siguientes medidas:

• Aplicar limitaciones de programa mnimo a un valor igual a su mnimo tcnico sobre todos los grupos trmicos programados en el PDBF.

• Aplicar limitaciones de programa mximo sobre las unidades de consumo de bombeo.

Cuando las medidas anteriores no sean suficientes para garantizar un margen adecuado de reserva de potencia a subir, el OS proceder a programar el arranque y acoplamiento de grupos trmicos adicionales teniendo en cuenta para ello la reserva de potencia a subir que cada uno de los grupos trmicos disponibles y no acoplados, aportara en su caso al sistema, el tiempo mnimo de arranque en fro o en caliente, segn sea el caso, y de programacin declarado por la unidad (desde orden de arranque hasta mnimo tcnico), as como el coste asociado a la programacin del arranque y acoplamiento de cada uno de ellos, con el objeto de asegurar as la reserva adicional de potencia a subir requerida con el mnimo coste asociado.

En este proceso de arranque y acoplamiento de grupos trmicos adicionales, el OS tendr en cuenta los posibles modos de funcionamiento de los ciclos combinados multieje.

El coste de programacin de un grupo trmico por insuficiencia de la reserva de potencia a subir disponible ser calculado como el cociente entre el coste de programacin del grupo a mnimo tcnico en todos periodos horarios con insuficiente reserva de potencia a subir y, la potencia mxima disponible del grupo por el nmero de periodos horarios en los que se requiere la programacin de grupos trmicos adicionales.

La reserva de potencia aportada por cada grupo trmico se determinar conforme a la potencia activa mxima disponible en la unidad, valor ste que en el extremo ser igual a la potencia activa neta registrada para dicha unidad de produccin.

Para esta programacin del arranque y acoplamiento de grupos trmicos adicionales por razn de insuficiencia de la reserva de potencia a subir disponible, se utilizar, preferentemente, un cdigo de redespacho especfico al objeto de poder contabilizar de forma individualizada, tanto el volumen de estos redespachos debidos a una reserva insuficiente de potencia a subir en el sistema, como el coste asociado a la aplicacin de los mismos.

Solucin de restricciones tcnicas debidas a insuficiente reserva de potencia a bajar.

En aquellos casos en los que, una vez ya incorporados los redespachos y limitaciones de seguridad sobre el programa PDBF necesarios para la resolucin de las restricciones tcnicas, se identifique la existencia de una insuficiente reserva de potencia a bajar en el programa resultante, el OS podr proceder a aplicar limitaciones de programa sobre las unidades de adquisicin correspondientes a consumo de bombeo hasta un valor igual al de su programa en el PDBF, al objeto de evitar posibles reducciones posteriores de este programa de consumo de bombeo.

3.3.1.4 Implementacin prctica de la resolucin de restricciones:

Para el establecimiento de los redespachos de energa necesarios para la resolucin de las restricciones tcnicas, se respetarn los valores correspondientes a las potencias mnimas y mximas tcnicas de los grupos generadores, y las potencias nominales de las unidades de consumo de bombeo, de acuerdo con la informacin contenida en el Registro Administrativo de Instalaciones de Produccin de Energa Elctrica (RAIPEE) y otra informacin complementaria (potencia correspondiente al mnimo tcnico de la unidad de produccin, potencia nominal de consumo de bombeo, etc.) que, en caso de no estar contenida en el RAIPEE, debern facilitar al OS los sujetos titulares de las correspondientes unidades programacin segn lo establecido en el procedimiento de operacin por el que se establece la informacin intercambiada por el OS, y de acuerdo con lo fijado en dicho procedimiento. Se tendrn en cuenta adems, las posibles limitaciones transitorias de estos valores de potencia comunicados tambin de forma fehaciente por los sujetos titulares de estas unidades al OS.

No sern tenidas en consideracin, por el contrario, otras limitaciones distintas, propias de cada unidad de produccin, tales como las rampas mximas de subida y bajada de carga de los grupos trmicos, entre otras, que debern ser gestionadas en el mercado intradiario, cuando as sea necesario, por los sujetos titulares de las correspondientes unidades.

El OS a la hora de aplicar redespachos de energa a subir sobre unidades de venta correspondientes a centrales reversibles de bombeo, tendr en cuenta la capacidad del vaso superior de dicha central, tanto en trminos de la factibilidad del programa total de venta de energa que le podr ser requerido para la resolucin de las restricciones tcnicas del PDBF, como en trminos de la factibilidad del programa de consumo de bombeo necesario para poder atender a dicho programa de venta de energa resultante de la resolucin de las restricciones tcnicas. Este programa de consumo de bombeo deber ser establecido de forma directa por el sujeto titular de la unidad mediante su participacin en el mercado intradiario.

Una vez seleccionada, entre el conjunto de soluciones tcnicamente vlidas, e igualmente eficaces, aqulla que representa un menor coste global, el OS establecer, las modificaciones de los programas correspondientes a la resolucin adoptada, indicando para cada unidad afectada por dicha modificacin el tipo y magnitud del redespacho que le es aplicable de forma concreta, para lo que se utilizarn las siguientes calificaciones:

UPO (Unidad con Programa Obligado):

Unidad de venta de energa para la que se requiere el acoplamiento o el incremento de su programa de venta respecto al PDBF.

Unidad de consumo de bombeo, o en su caso, unidad de adquisicin de energa correspondiente a una exportacin a travs de las interconexiones con los sistemas elctricos vecinos sin sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio, para la que se requiere una reduccin de su programa de adquisicin respecto al PDBF.

UPL (Unidad con Programa Limitado):

Unidad de venta de energa para la que se requiere una reduccin de su programa de venta respecto al PDBF.

Los redespachos de energa correspondientes a la resolucin de restricciones tcnicas en el mercado diario, una vez incorporados en el PDVP, se considerarn firmes, mantenindose sin variacin el programa de energa incluso en el caso de que desaparezcan las condiciones que han dado lugar a la restriccin tcnica.

En todos los casos en los que la resolucin de restricciones tcnicas lleve asociado el acoplamiento, incremento o disminucin de produccin de unidades fsicas concretas, incorporadas en una determinada unidad de venta de energa, y no sea suficiente una modificacin global del programa de la unidad de venta de energa correspondiente, el OS definir, adems de la unidad de programacin afectada por el redespacho de energa, las unidades fsicas y los requisitos aplicables a cada una de ellas de forma detallada, incorporndose estos datos complementarios en reas procesables de informacin que formarn parte de los intercambios de informacin correspondientes a los redespachos y limitaciones de seguridad comunicados por el OS como parte del proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF.

En aquellos casos en los que los redespachos de energa sean aplicados sobre una unidad de programacin integrada por ms de una unidad fsica, las limitaciones por seguridad podrn afectar tambin, al igual que se ha indicado antes para los redespachos, nicamente a parte de las unidades fsicas que la componen sin que quepa considerar, en estos casos, que estas limitaciones son aplicables necesariamente a todo el conjunto de la correspondiente unidad de programacin.

En el caso de la aplicacin de redespachos a bajar sobre unidades de venta de energa correspondientes a unidades de produccin o a importaciones, o sobre unidades de adquisicin para consumo de bombeo o en su caso exportaciones, participando la correspondiente unidad de forma simultnea en una transaccin de mercado y en la ejecucin de uno o ms contratos bilaterales con entrega fsica, el OS proceder a distribuir el correspondiente redespacho sobre las distintas transacciones en las que participa dicha unidad, teniendo en cuenta para ello el cdigo de definicin del orden de precedencia incorporado en la oferta presentada por el titular de dicha unidad para la resolucin de las restricciones tcnicas. En caso de no haber sido incluido el mencionado cdigo en dicha oferta, se considerar como opcin por defecto, la reduccin prioritaria del programa correspondiente a la transaccin de mercado y, la reduccin posterior de todos los contratos bilaterales en los que interviene la misma unidad aplicando prorrata entre los mismos, cuando sean ms de uno.

En el caso de la aplicacin de reducciones de programa sobre unidades de adquisicin de consumo de bombeo o, en su caso, exportaciones, asociadas a un contrato bilateral fsico, se aplicarn despus, de forma coordinada, cuando as sea aplicable, redespachos de energa a bajar sobre las unidades de venta asociadas a dicho bilateral, conforme a lo dispuesto en el apartado posterior 3.3.2.1.

3.3.1.5 Establecimiento de limitaciones por seguridad:

Como parte del proceso de resolucin de restricciones tcnicas, el OS deber establecer las limitaciones que sean necesarias, por razones de seguridad del sistema, sobre los programas de las diferentes unidades de venta de energa y sobre los programas de adquisicin para consumo de bombeo y, en su caso, sobre los programas correspondientes a exportaciones de energa a travs de las interconexiones con los sistemas elctricos vecinos.

La aplicacin de estas limitaciones por seguridad tendr como objetivo evitar la aparicin de nuevas restricciones en los procesos posteriores (reequilibrio generacin- demanda, mercado intradiario, mercados de regulacin secundaria y terciaria, gestin de desvos generacin-consumo y operacin en tiempo real).

El OS establecer estas limitaciones de programa por seguridad con arreglo a las siguientes clasificaciones:

LPMI (Limitacin de Programa Mnimo o Lmite Inferior) aplicable a:

Unidad de venta de energa programada en el PDBF y/o en el PDVP en la que, por razones de seguridad del sistema, una o ms de las unidades fsicas que la integran debe mantener un determinado programa mnimo de venta de energa.

Unidad de adquisicin de energa programada o no en el PDBF y correspondiente a un consumo de bombeo o, en su caso, a una exportacin de energa a travs de las interconexiones con los sistemas elctricos vecinos, en la que por razones de seguridad del sistema su programa de adquisicin de energa no puede superar un determinado valor.

LPMA (Limitacin de Programa Mximo o Lmite Superior) aplicable a:

Unidad de venta de energa programada o no en el PDBF, o programada en el PDVP en la que, por razones de seguridad del sistema, su programa de venta de energa no puede superar un determinado valor.

Unidad de adquisicin de energa programada en el PDBF y correspondiente a un consumo de bombeo en la que por razones de seguridad del sistema su programa de adquisicin de energa no puede ser inferior a un determinado valor.

La asignacin de limitaciones de programa por seguridad impondr restricciones a los posteriores programas de venta de energa y/o de adquisicin de energa para consumo de bombeo y, en su caso, de exportacin a travs de las interconexiones con los sistemas elctricos vecinos, para las unidades de programacin, o en su caso unidades fsicas, sobre las que han sido aplicadas dichas limitaciones por seguridad.

La modificacin de los programas de energa respecto al PDBF, mediante la aplicacin de redespachos de energa de tipo UPO (unidad con programa obligado) y UPL (unidad con programa limitado), para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas, dar lugar a una asignacin automtica de limitaciones por seguridad:

a) La aplicacin de redespachos de energa para la asignacin de un programa obligado (UPO) sobre una determinada unidad de venta de energa dar lugar a la aplicacin de una limitacin de programa mnimo (LPMI), limitacin que slo permitir aplicar despus sobre dicha unidad redespachos de energa a subir (incrementos del programa de venta de energa).

b) La asignacin de un programa obligado (UPO) sobre una unidad de adquisicin de energa para consumo de bombeo dar lugar a la aplicacin de una limitacin de programa mnimo (LPMI), limitacin que slo permitir aplicar despus sobre esta unidad redespachos de energa a subir (reducciones del programa de adquisicin de energa para consumo de bombeo).

c) La asignacin de un programa limitado (UPL) sobre una unidad de venta de energa, dar lugar a la aplicacin de una limitacin de programa mximo (LPMA), limitacin que slo permitir aplicar despus sobre esta unidad redespachos de energa a bajar (reducciones del programa de venta de energa).

La aplicacin de limitaciones de programa por seguridad que establezcan lmites de programa mnimo (LPMI) o lmites de programa mximo (LPMA) sobre el programa de una unidad de venta de energa o sobre el de adquisicin de consumo de bombeo o, en su caso, de exportacin a travs de las interconexiones con los sistemas elctricos vecinos sin sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio, slo permitir la aplicacin de redespachos que respeten los lmites de potencia mxima a bajar o a subir, respectivamente, para ellos establecidos.

Estas limitaciones de programa establecidas por razones de seguridad del sistema podrn desaparecer nicamente en aquellos casos en los que el OS elimine o ajuste la correspondiente limitacin de seguridad aplicada sobre dicha unidad, al haberse visto modificada la situacin del sistema generacin-transporte y no presentarse ya las condiciones que imponan dicha restriccin de programa.

Cuando las limitaciones por seguridad de programa mnimo (LPMI) o de programa mximo (LPMA) vayan asociadas a unidades fsicas concretas y no al conjunto de la unidad de venta, las limitaciones de programa por seguridad en posteriores mercados se asociarn tambin a estas unidades fsicas y no al conjunto de la unidad de venta de energa.

En los casos en los que la limitacin de programa mnimo (LPMI) o de programa mximo (LPMA) afecte a un conjunto de unidades de produccin o a un conjunto de unidades de adquisicin para consumo de bombeo, localizadas en un mismo emplazamiento, zona geogrfica o interconexin internacional, el OS establecer preferentemente estas limitaciones por seguridad de forma global, para su aplicacin a un determinado emplazamiento, zona geogrfica o interconexin internacional. Estas limitaciones globales podrn coexistir con limitaciones de programa mnimo (LPMI) y/o de programa mximo (LPMA) aplicadas sobre una o varias de las unidades a las que afecta la limitacin global.

Cuando de forma transitoria, por una causa sobrevenida, asociada a problemas en el funcionamiento de las aplicaciones informticas utilizadas para los anlisis de seguridad, u otras posibles causas que afecten a la determinacin y/o al tratamiento de dichas limitaciones globales, el OS establecer estos lmites de programa por seguridad de forma individual. Para el establecimiento de dichos lmites individuales, a igualdad de criterios tcnicos, el OS utilizar el orden de mrito de las ofertas presentadas al proceso de resolucin de restricciones tcnicas.

3.3.1.6 Tratamiento de la resolucin de restricciones tcnicas en la Red de Distribucin:

En el proceso de resolucin de restricciones tcnicas se analizarn y resolvern las restricciones identificadas en la red de transporte, de acuerdo con los criterios de seguridad, calidad y fiabilidad contenidos en el procedimiento de operacin por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operacin del sistema elctrico.

No obstante, en aquellos casos en los que con el programa de produccin previsto, el gestor de la red de distribucin identifique la existencia de un problema de seguridad en la red objeto de su gestin, podr solicitar al OS la introduccin de las modificaciones que sean precisas en el PDBF para garantizar la seguridad en la red de distribucin afectada.

En tal caso, el gestor de la red de distribucin comunicar al OS, de acuerdo con el procedimiento de operacin por el que se establece el intercambio de informacin, el riesgo existente en la red de distribucin objeto de su gestin, los das y periodos de programacin afectados, las medidas a tomar, y las modificaciones requeridas en los programas de produccin, en el caso de que as sean necesarias. En esta comunicacin el gestor de la red de distribucin deber justificar detalladamente dichos requerimientos, el riesgo existente en la red de distribucin y la imposibilidad de adoptar otras medidas alternativas (medidas topolgicas, entre otras) que pudieran evitar, o al menos reducir, la introduccin de modificaciones en el PDBF previsto.

En los casos en los que el gestor de la red de distribucin identifique la existencia de restricciones en la red objeto de su gestin como consecuencia de la programacin de un descargo en la red de transporte o en la red de distribucin, dicho gestor deber comunicar este hecho al OS con la mayor antelacin posible, al objeto de que dicha informacin pueda formar parte de la comunicacin de indisponibilidades de red con influencia en el programa de produccin que el OS comunica cada da con anterioridad al mercado diario, de acuerdo con lo dispuesto en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin.

En aquellos casos en los que lo anterior no sea posible, por retrasos no deseados en la comunicacin de dicha informacin, u otras causas no previstas, o bien cuando la restriccin tcnica est directamente asociada al propio plan de produccin previsto en el PDBF, el gestor de la red de distribucin deber comunicar al OS la existencia de dicha restriccin tcnica con una antelacin no inferior a una hora con respecto a la hora lmite establecida para la publicacin del PDVP del da en el que se realiza la programacin y, en cualquier caso, con anterioridad a la publicacin por el OS de los redespachos de energa y las limitaciones necesarias por razones de seguridad para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en el PDBF, al objeto de que estas modificaciones adicionales del programa PDBF puedan ser tambin tenidas en cuenta en el proceso de reequilibrio generacin-demanda.

De acuerdo con esta informacin, el OS introducir las modificaciones requeridas en el PDBF e informar de forma fehaciente al gestor de la red de distribucin de la introduccin de estos redespachos y de las modificaciones de programa asociadas, as como de las limitaciones de programa aplicadas en razn de la seguridad de la red de distribucin.

Para estos redespachos y limitaciones de seguridad aplicados sobre el programa PDBF por razones de seguridad de la red de distribucin, el OS utilizar, preferentemente, cdigos especficos al objeto de poder establecer con precisin, tanto su volumen, como los costes asociados a los mismos.

3.3.1.7 Tratamiento de las congestiones identificadas en la evacuacin de generacin:

Cuando en el proceso de resolucin de restricciones tcnicas se identifique una situacin de congestin debida a un exceso de produccin en una zona respecto a la capacidad de evacuacin de la misma, en funcin de que dichas congestiones se identifiquen ya en el caso base de estudio, o de que aparezcan nicamente en caso de presentarse determinadas contingencias, se proceder tal y como se indica a continuacin:

a) Congestiones en el caso base de estudio y/o identificacin de condiciones de inestabilidad transitoria post-contingencia.

Se limitar la produccin en la zona afectada por la congestin de tal forma que en ningn momento se sobrepasen en las lneas y transformadores de evacuacin, los lmites de carga mxima fijados en el procedimiento de operacin por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad de la operacin del sistema.

Esta misma actuacin se llevar a cabo en los casos en los que ante contingencia, los anlisis dinmicos pongan de manifiesto la existencia de situaciones de inestabilidad transitoria en una determinada zona del sistema elctrico que queda dbilmente unida al resto del sistema o, incluso en el extremo, prcticamente aislada del mismo, con un fuerte desequilibrio produccin-demanda en la zona, que pondra en riesgo la seguridad del suministro en la misma.

La reduccin del programa de energa respecto al PDBF de las unidades cuya contribucin a las restricciones tcnicas identificadas supere un determinado umbral mnimo, se efectuar sobre la base de su contribucin a la restriccin tcnica identificada, reducindose los programas de las unidades segn orden de factores de contribucin decrecientes.

En el caso de que haya varias unidades cuya contribucin a las restricciones tcnicas identificadas sea equivalente, se prorratear la energa a reducir entre todas ellas en funcin de su programa previsto en el PDBF, tenindose en cuenta el orden de prioridad para la reduccin de la energa programada indicado en el apartado 3.3.1.3. En este proceso de reduccin del programa de energa respecto al PDBF se respetar el mnimo tcnico de los grupos trmicos. Si, una vez reducida al mnimo tcnico la produccin de los grupos, persistiese an un exceso de produccin en la zona, se proceder a programar la parada de dichos grupos, de acuerdo con el orden de mrito de las ofertas de compra de energa (reduccin del programa PDBF) presentadas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas por los titulares de dichas unidades de venta, iniciando la programacin de la parada de aquellas unidades que han presentado un mayor precio en su oferta de compra de energa.

Cuando coincidan ofertas al mismo precio, se programar la parada de grupos trmicos en funcin de sus mnimos tcnicos, comenzando por aquel grupo con un mnimo tcnico ms elevado, siempre que la seguridad del sistema elctrico as lo permita.

En este proceso de programacin de la parada de grupos trmicos, se deber tener en cuenta adems el tiempo mnimo de arranque en fro y de programacin de la unidad (desde orden de arranque hasta mnimo tcnico), programndose as en primer lugar, en el caso de que la seguridad del sistema as lo requiera, la parada del grupo con un menor tiempo de arranque y/o de programacin.

En el caso concreto de que se identifique una situacin de congestin en la evacuacin de produccin en la que participen varias unidades pertenecientes a un mismo SM con una contribucin equivalente a la congestin, se prorratear preferentemente la energa a reducir para la solucin de la congestin entre la suma del programa PDBF de todas las unidades de produccin pertenecientes a un mismo SM, y se tendr en cuenta el orden de prioridad comunicado al OS por el correspondiente SM para sus unidades a la hora de aplicar la reduccin de programas a las unidades de produccin de cada sujeto, de acuerdo con lo dispuesto en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin con el OS y, siempre que la seguridad del sistema as lo permita.

b) Congestiones en situaciones post-contingencia.

Una vez comprobada la no existencia de congestiones en el caso base de estudio, o de condiciones de inestabilidad transitoria que requieran reduccin a priori de la produccin en la zona, habiendo sido ya resueltas las que, en su caso, se hubieran identificado, se analizar a continuacin la posible existencia de congestiones post-contingencia.

En el caso de detectarse congestiones de este tipo, se analizar su resolucin mediante la adopcin de medidas correctoras que se aplicarn slo en caso de producirse aquellas contingencias que provocan restricciones tcnicas.

Cuando no sea posible la adopcin de medidas correctoras post-contingencia, o bien, la implantacin de estas medidas exija un tiempo superior al admitido para la consideracin de sobrecargas transitorias en elementos de transporte, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operacin del sistema, se establecern las medidas preventivas necesarias, mediante la reduccin de los programas de las unidades de produccin de la zona, aplicando los mismos criterios indicados anteriormente para la resolucin de congestiones en el caso base.

c) Teledisparos en unidades de produccin.

En el caso de congestiones en la evacuacin de produccin de una zona limitada a situaciones post-contingencia, las unidades de produccin que puedan verse afectadas por una reduccin, o incluso por la anulacin preventiva del programa de energa previsto para las mismas en el PDBF, podrn evitar, o al menos reducir, esta disminucin de su programa, mediante la activacin, previa autorizacin por el OS, de un automatismo de teledisparo de generacin que acte en caso de presentarse cualquiera de las contingencias que provocan sobrecargas post-contingencia inadmisibles. Estos automatismos de teledisparo de generacin podrn dar lugar a la desconexin de la unidad de produccin y a la prdida completa de la produccin de la misma, o bien, a una reduccin rpida y parcial de la produccin de la unidad sin desconexin de la misma.

Lo anterior ser de aplicacin siempre y cuando estos automatismos de teledisparo acten con la velocidad de respuesta requerida, cumplan las condiciones tcnicas establecidas y estn as habilitados por el OS para realizar esta funcin, quedando garantizada en todo momento la seguridad del sistema elctrico.

En los casos en los que existan varias unidades de generacin con distinto orden de prioridad de despacho y para la solucin de la congestin se requiera la activacin de un nmero de automatismos de teledisparo de generacin inferior a los existentes, stos se activarn respetando el orden de prioridad de despacho establecido en el apartado 3.3.1.3, siempre y cuando la seguridad del sistema as lo permita. En el caso de unidades con igual orden de prioridad, el OS establecer un sistema de turnos rotatorios para la activacin de los mismos en cuya definicin podrn tener participacin los titulares de las unidades de produccin de la zona provistas de sistemas de teledisparo.

En el caso de que la activacin de un teledisparo permita evitar la reduccin del programa de produccin en una cuanta tal que se exceda la reduccin que se solicitaba a la unidad que activa dicho teledisparo, dicho margen adicional de produccin ser distribuido entre las restantes unidades de produccin, dando preferencia a aquellas unidades que, disponiendo de un sistema de teledisparo, no les haya sido requerida, sin embargo, la activacin de ste al no ser necesaria.

El sujeto titular de cada unidad de programacin deber comunicar al OS, sin dilacin, cualquier cambio o modificacin que pueda afectar a la operativa o funcionamiento de estos automatismos de teledisparo.

d) Aplicacin de limitaciones para evitar congestiones en posteriores mercados por incremento de la produccin respecto al PDVP.

En el caso de que no existan congestiones en el caso base de estudio ni en situacin post-contingencia con los programas de venta de energa en el PDBF correspondientes a estas unidades de produccin, pero estas congestiones pudieran presentarse si las unidades de produccin de la zona incrementasen su produccin en posteriores mercados (mercado intradiario, gestin de desvos y regulacin terciaria), por encima de un cierto valor, el OS proceder de la siguiente forma:

Determinar horariamente, cul es el mximo valor de produccin que puede admitirse en la zona, identificando si la restriccin se presentara slo en situacin post-contingencia, o bien si correspondera a una congestin en el caso base.

S la posible congestin se identifica slo en situacin post-contingencia, se determinar cul es el valor mximo admisible de produccin en la zona teniendo en consideracin los teledisparos de los grupos de la zona, supuestos estos grupos con los mismos programas de energa del PDVP.

Una vez establecido en ambos casos el mximo incremento de produccin respecto a los programas previstos en el PDVP, admisible por razones de seguridad del sistema, el valor de capacidad adicional disponible (el que resulte ser ms limitativo de ambos), se asignar, preferentemente bajo la forma de una limitacin zonal aplicable al conjunto de unidades de produccin de la zona con influencia en la congestin, y de forma alternativa, bajo la forma de una limitacin individual sobre cada unidad de produccin de la zona con influencia en la congestin, segn orden de precios crecientes de las ofertas presentadas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas por los titulares de estas unidades de venta de energa. En caso de igualdad de precio en las ofertas de dos unidades de produccin, los incrementos de produccin admisibles se establecern dando preferencia al funcionamiento de aquellos grupos para los que se hayan activado sus correspondientes sistemas de teledisparo.

3.3.1.8 Tratamiento de las modificaciones de programa solicitadas por los sistemas elctricos vecinos:

Los gestores de la red de transporte de sistemas elctricos vecinos interconectados con el sistema elctrico espaol podrn solicitar al OS la introduccin de las modificaciones que sean precisas en el PDBF para garantizar la seguridad en su red.

En tal caso, el gestor de la red de transporte del sistema elctrico vecino se dirigir por escrito –mediante fax o correo electrnico– al OS, informndole del riesgo existente en la red de transporte objeto de su gestin, y detallando adems, los das y periodos de programacin afectados, las medidas a tomar, y las modificaciones requeridas en los programas de produccin, en el caso de que as sean necesarias. En esta comunicacin el gestor de la red de transporte del sistema elctrico vecino deber justificar detalladamente dichos requerimientos, el riesgo existente en su red y la imposibilidad de adoptar otras medidas alternativas (medidas topolgicas o modificacin de programas en unidades de su sistema elctrico, entre otras) que pudieran evitar, o al menos reducir, la introduccin de las modificaciones de programa solicitadas.

Dicha informacin deber ser comunicada por el gestor de la red de transporte del sistema elctrico vecino al OS con la mayor antelacin posible y, en cualquier caso, con anterioridad a la publicacin por el OS de los redespachos de energa y las limitaciones necesarias por razones de seguridad para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en el PDBF, al objeto de que estas modificaciones adicionales del programa PDBF puedan ser tambin tenidas en cuenta en el proceso de reequilibrio generacin- demanda.

De acuerdo con esta informacin, el OS introducir las modificaciones requeridas en el PDBF e informar de forma fehaciente al gestor de la red de transporte del sistema elctrico vecino de la introduccin de estos redespachos y de las modificaciones de programa asociadas, as como de las limitaciones de programa aplicadas en razn de la seguridad de su red de transporte.

Para estos redespachos y limitaciones de seguridad aplicados sobre el programa PDBF a solicitud del sistema elctrico vecino, el OS utilizar, preferentemente, cdigos especficos al objeto de poder establecer con precisin, tanto su volumen, como los costes asociados a los mismos que sern sufragados por el sistema elctrico vecino que haya realizado la correspondiente solicitud.

3.3.2 Fase 2: Reequilibrio generacin-demanda:

Una vez resueltas las restricciones tcnicas identificadas en el PDBF el OS proceder a realizar las modificaciones de programa necesarias para obtener un programa equilibrado en generacin y demanda, respetando las limitaciones establecidas, por razones de seguridad del sistema, en la primera fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas, y los valores previstos y publicados de la capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales.

3.3.2.1 Reduccin parcial o total de los programas de venta de energa correspondientes a contratos bilaterales con entrega fsica cuya demanda haya sido reducida en la FASE 1.

El OS proceder, en primer lugar, a reducir parcial o incluso totalmente, los programas de venta de energa de aquellas unidades de programacin que estando habilitadas para participar en el proceso de resolucin de restricciones tcnicas, estn afectas a contratos bilaterales con entrega fsica cuya correspondiente demanda haya sido reducida en la primera fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF.

De acuerdo con lo dispuesto en la primera fase del proceso de resolucin de las restricciones tcnicas del PDBF, esta demanda corresponder a unidades de consumo de bombeo y, cuando no existan otros medios para resolver las restricciones o exista riesgo cierto para el suministro en el sistema peninsular nacional, a unidades correspondientes a transacciones de exportacin a travs de las interconexiones con los sistemas elctricos vecinos en las que no est implementado un sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio.

En el caso de que el programa de venta de energa asociado a dicho contrato bilateral tambin haya resultado reducido como consecuencia de la solucin de restricciones en la primera fase del proceso, el OS determinar dicha reduccin mediante la comparacin de los siguientes valores:

Disminucin (D) requerida en el programa de la unidad de venta por la primera fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas.

Reduccin (R) parcial o total del programa de la unidad de venta asociada al reequilibrio del contrato bilateral con entrega fsica tras la reduccin del programa de la unidad de adquisicin en la primera fase del proceso de restricciones tcnicas.

De esta forma:

S la disminucin (D) es superior a la reduccin (R):

Se anular el programa de la unidad de venta de energa de acuerdo con la reduccin del programa de la unidad de adquisicin reducida en la FASE 1 (R) (redespacho ECOCBV).

La diferencia entre la disminucin (D) y la reduccin (R) generar un redespacho de energa a bajar (D-R) que se aplicar sobre la unidad de venta, como consecuencia de la resolucin de restricciones tcnicas por criterios de seguridad (redespacho UPLPVPV).

S la disminucin (D) es inferior o en el lmite igual a la reduccin (R):

Se anular el programa de la unidad de venta de energa de acuerdo con la reduccin del programa de la unidad de adquisicin aplicada en la FASE 1 (R) (redespacho ECOCBV).

No se generar redespacho alguno de energa a bajar en la unidad de venta.

3.3.2.2 Reduccin parcial o total de los programas de adquisicin de energa correspondientes a un consumo de bombeo o a una exportacin a travs de interconexiones sin sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio asociados a contratos bilaterales con entrega fsica cuya generacin haya sido reducida en la FASE 1.

El OS proceder a reducir, o incluso anular los programas de adquisicin de energa correspondientes a consumos de bombeo o a exportaciones a travs de interconexiones sin sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio que estn asociados a contratos bilaterales con entrega fsica cuya correspondiente generacin haya sido reducida en la primera fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF.

En el caso de que el programa de adquisicin de energa asociado a dicho contrato bilateral tambin haya resultado reducido como consecuencia de la resolucin de restricciones en la primera fase del proceso, el OS determinar dicha reduccin mediante la comparacin de los siguientes valores:

Disminucin (D) requerida en el programa de la unidad de adquisicin por la primera fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas.

Reduccin (R) del programa de la unidad de adquisicin asociada al reequilibrio del contrato bilateral con entrega fsica tras la reduccin del programa de la unidad de venta en la primera fase del proceso de restricciones tcnicas.

De esta forma:

S la disminucin (D) es superior a la reduccin (R):

Se anular el programa de la unidad de adquisicin de energa de acuerdo con la reduccin del programa de la unidad de venta reducida en la FASE 1 (R) (redespacho ECOCBV).

La diferencia entre la disminucin (D) y la reduccin (R) generar un redespacho de energa a subir (D-R) que se aplicar sobre la unidad de adquisicin, como consecuencia de la resolucin de restricciones tcnicas por criterios de seguridad (redespacho UPOPVPB).

S la disminucin (D) es inferior o en el lmite igual a la reduccin (R):

Se anular el programa de la unidad de adquisicin de energa de acuerdo con la reduccin del programa de la unidad de venta reducida en la FASE 1 (R) (redespacho ECOCBV).

No se generar redespacho alguno de energa a bajar en la unidad de venta.

3.3.2.3 Obtencin de un programa equilibrado generacin-demanda.

Medios para el reequilibrio generacin-demanda: Para restituir el equilibrio generacin-demanda, el OS podr proceder a la asignacin de las ofertas simples presentadas y aceptadas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas para el incremento o la reduccin de la energa programada en el PDBF por los titulares de los siguientes tipos de unidades:

a) Unidades de venta de energa asociadas a instalaciones de produccin consideradas aptas para participar en la fase II del servicio de restricciones tcnicas segn la resolucin de la Secretara de Estado de Energa por la que se establecen los criterios de aptitud para participar en los servicios de ajuste del sistema..

b) Unidades de venta correspondientes a importaciones de energa a travs de las interconexiones con los sistemas elctricos vecinos sin sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio.

c) Unidades de adquisicin de energa para consumo de bombeo (UAB).

Los bloques de ofertas que se asignarn sern, en su caso, los siguientes a los ya utilizados en el proceso de resolucin de restricciones por criterios de seguridad.

Seleccin y aplicacin de los medios para el reequilibrio generacin-demanda: El OS determinar las modificaciones que deban realizarse sobre el PDBF, tras la inclusin de las modificaciones establecidas en la primera fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas para obtener un programa equilibrado en generacin y demanda en todos y cada uno de los periodos de programacin, con el criterio de que estas modificaciones tengan el menor impacto econmico posible, y respetando en todos los casos las limitaciones de programa por seguridad establecidas en la primera fase del proceso y la capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales.

En caso de ser necesario resolver en esta fase un exceso de generacin creado en la primera fase, el OS determinar las unidades que vern modificado su programa conforme a la aplicacin de los siguientes criterios:

Asignacin de modificaciones de programa, en primer lugar, a aquellas unidades que estando obligadas a la presentacin de ofertas de energa a bajar para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas, no hayan atendido dicha obligacin:

En caso de que la modificacin, compatible con el cumplimiento de los criterios de seguridad, de los programas de este conjunto de unidades que no han atendido al requerimiento de presentar sus ofertas al OS, exceda las necesidades de energa a bajar para el reequilibrio generacin-demanda, se proceder a distribuir las modificaciones de programa entre las mismas mediante un reparto a prorrata entre todas ellas.

En el caso de que tras la modificacin de todos y cada uno de los programas de las unidades que no han atendido al requerimiento de presentar sus ofertas al OS, persista an un cierto desequilibrio generacin-demanda, el OS proceder a la asignacin de las ofertas de compra de energa para la reduccin del programa PDBF presentadas al proceso de resolucin de restricciones tcnicas, ofertas que sern asignadas segn precios de oferta decrecientes y teniendo en cuenta el punto de funcionamiento de la unidad.

En caso de ser necesario resolver en esta fase un dficit de generacin resultante de la modificacin de programas en la primera fase, el OS determinar las unidades que vern modificado su programa conforme a la aplicacin de los siguientes criterios:

Asignacin de modificaciones de programa, en primer lugar, a aquellas unidades que estando obligadas a la presentacin de ofertas de energa a subir para la resolucin de las restricciones tcnicas, no hayan presentado sin embargo estas ofertas:

En caso de que la modificacin, compatible con el cumplimiento de los criterios de seguridad, de los programas de este conjunto de unidades que no han atendido al requerimiento de presentar sus ofertas al OS, exceda las necesidades de energa a subir para el reequilibrio generacin-demanda, se proceder a distribuir las modificaciones de programa entre las mismas mediante un reparto a prorrata entre todas ellas.

En caso de que tras la modificacin de todos y cada uno de los programas de las unidades que no han atendido al requerimiento de presentar sus ofertas al OS, persista an un cierto desequilibrio generacin-demanda, el OS proceder a la asignacin de las ofertas de venta de energa (incremento del programa de las unidades de venta y/o reduccin del programa de las unidades de adquisicin correspondientes a consumo de bombeo) presentadas al proceso de resolucin de restricciones tcnicas, ofertas que sern asignadas segn precios de oferta crecientes.

En ambos casos, si al final de la asignacin existiera coincidencia de precios en ms de una oferta, no pudiendo ser asignado completo dicho conjunto de ofertas del mismo precio, la asignacin se efectuar mediante un reparto a prorrata entre dicho conjunto de ofertas del mismo precio, dando prioridad en este proceso a que no se reduzca (caso de resolver un exceso de generacin) o se incremente (caso de resolver un dficit de generacin), la produccin de las instalaciones que utilicen fuentes de energa renovable y, tras ellas, a las instalaciones trmicas de cogeneracin de alta eficiencia.

En este reparto a prorrata se respetarn nicamente los mnimos tcnicos de aquellas unidades sobre las que se hayan aplicado, por razones de seguridad del sistema, limitaciones de programa mnimo (LPMI).

Una vez obtenido un programa equilibrado generacin-demanda, el OS proceder a la publicacin del programa diario viable provisional (PDVP), conforme a los horarios fijados en el procedimiento de operacin por el que se establece la programacin de la generacin.

3.4 Indisponibilidades de unidades de produccin con influencia en la seguridad, comunicadas despus de publicado el PDBF:

En el caso de una indisponibilidad parcial o total para el da objeto de programacin de una unidad de produccin programada o limitada para la resolucin de restricciones del PDBF, si la comunicacin de dicha indisponibilidad se realiza con una antelacin no inferior a una hora con respecto a la hora lmite establecida para la publicacin del PDVP en el que se efecta dicha programacin, el OS tratar de reajustar el programa previsto para la resolucin de las restricciones del PDBF, de acuerdo con la ltima informacin disponible en relacin con indisponibilidades de generacin.

S la comunicacin de la indisponibilidad se recibe con posterioridad a la hora lmite indicada en el prrafo inmediatamente anterior, o bien, si aun siendo conocida antes de dicha hora, la indisponibilidad comunicada afecta a la resolucin de las restricciones del PDBF en una medida tal que la consideracin de la misma podra retrasar la publicacin del PDVP, y afectar a los mercados posteriores, el OS proceder a publicar el PDVP sin considerar dicha indisponibilidad de generacin, abordndose la resolucin de la restriccin tcnica asociada a la existencia de esta indisponibilidad, una vez ya publicado el PDVP.

Para establecer la solucin de las restricciones tcnicas, el OS tendr en cuenta tanto las indisponibilidades que le han sido comunicadas por los respectivos sujetos titulares de unidades de programacin a travs de los registros de indisponibilidad, como aquella otra informacin que le haya sido transmitida por los sujetos titulares a travs de otros posibles medios de comunicacin provistos de sistemas de registro.

Una vez declarada la indisponibilidad de una unidad de produccin, y habiendo sido tenida en cuenta dicha indisponibilidad en el proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF, no habindose aplicado as sobre dicha unidad redespachos ni limitaciones de programa por seguridad, el sujeto titular de la unidad podr acudir al mercado intradiario y/o participar, en su caso, en una sesin de gestin de desvos para recomprar el programa de energa previsto en el PDBF y que no puede producir, al objeto de evitar incurrir en un desvo frente a su programa PDBF.

En el caso de que para evitar importantes retrasos en la publicacin del PDVP, el OS haya mantenido aplicadas limitaciones por seguridad, y en su caso redespachos de energa sobre una unidad de produccin para la que el sujeto titular ha comunicado una indisponibilidad para el da siguiente, el OS inmediatamente despus de publicado el PDVP proceder a introducir las anotaciones de desvo por indisponibilidad sobre el programa de dicha unidad, de acuerdo con los registros de indisponibilidad enviados por el sujeto titular, mantenindose sin modificacin las limitaciones por seguridad aplicadas sobre dicha unidad.

En el caso de un adelanto de la disponibilidad de la unidad sobre el horario inicialmente previsto, el OS proceder a la eliminacin de las anotaciones de desvo por la indisponibilidad declarada, manteniendo la unidad el programa PDVP establecido para la resolucin de las restricciones tcnicas del PDBF, y las limitaciones por seguridad asociadas a dicha programacin.

En el caso de que este adelanto de la disponibilidad de la unidad sobre el horario inicialmente previsto, se produzca sin embargo despus de que la unidad de produccin haya reducido, o incluso, llegado a anular el programa afectado por la indisponibilidad mediante su participacin en el mercado intradiario, o bien en una convocatoria de gestin de desvos, dicha unidad de produccin nicamente podr participar en la programacin mediante la presentacin de ofertas en el mercado intradiario o, en su caso, en una sesin de gestin de desvos.

3.5 Informacin al OM y a los SM:

Como resultado del proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF, el OS pondr a disposicin del OM y de los SM, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin, las siguientes informaciones:

Informacin que el OS pondr a disposicin del OM:

Las limitaciones por seguridad aplicadas sobre los programas de las unidades de venta y de adquisicin de energa para evitar que en procesos y mercados posteriores se generen nuevas restricciones tcnicas.

El programa diario viable provisional (PDVP).

Informacin que el OS pondr a disposicin de los SM:

La informacin antes indicada puesta a disposicin del OM.

Los redespachos de energa aplicados sobre las unidades afectas a contratos bilaterales internacionales incluidos en el PDBF, resultantes de la subasta de capacidad de intercambio para la resolucin de las congestiones identificadas, en su caso, en aquellas interconexiones internacionales en las que no est implantado un sistema coordinado de gestin de capacidad.

Los precios marginales horarios resultantes de las subastas de capacidad de intercambio entre contratos bilaterales internacionales con entrega fsica, aplicadas en aquellas interconexiones internacionales en las que no est implantado un sistema coordinado de gestin de capacidad.

Los redespachos de energa aplicados sobre transacciones de mercado correspondientes a importaciones y/o exportaciones de energa con los sistemas elctricos vecinos, para la solucin de las congestiones en las interconexiones internacionales identificadas en el PDBF en aquellas interconexiones internacionales en las que no estn implantados sistemas coordinados de asignacin de capacidad.

Los redespachos aplicados sobre los programas de las unidades de venta y de adquisicin de energa para resolver las restricciones tcnicas identificadas en el PDBF, asociados tanto a transacciones de mercado como afectos a contratos bilaterales.

Los redespachos aplicados sobre las unidades de venta y de adquisicin de energa para el reequilibrio generacin-demanda, asociados tanto a transacciones de mercado como afectos a contratos bilaterales.

El OS pondr tambin a disposicin del OM y/o de los SM cualquier actualizacin de los ficheros anteriormente puestos a su disposicin en el proceso de resolucin de restricciones tcnicas que haya sido precisa.

Estos intercambios de informacin sern efectuados a travs de los medios y con la estructura definida en las versiones vigentes del procedimiento establecido para los intercambios de informacin del OS con los SM y el procedimiento conjunto acordado entre el OS y el OM.

3.6 Solucin de anomalas y reclamaciones relativas al proceso de resolucin de las restricciones tcnicas del PDBF:

La posible identificacin de anomalas y/o presentacin de reclamaciones al proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF, podra dar lugar a la repeticin de este proceso en caso de que la solucin de la anomala as lo haga necesario, siempre que ello sea posible, con el debido respeto de los plazos de tiempo mximos admisibles establecidos y publicados por el OS, para garantizar que no se vean negativamente afectados los posteriores procesos de programacin de la generacin.

Una vez publicado el PDVP o cualquiera de los soportes de informacin asociados a la resolucin de las restricciones tcnicas del PDBF, los sujetos titulares de unidades de programacin podrn presentar reclamaciones a este proceso, dentro del plazo de tiempo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece la programacin de la generacin, y conforme a lo establecido en dicho procedimiento de operacin.

4. Resolucin de restricciones tcnicas en el mercado intradiario

El OS comunicar cada da, conjuntamente con el PDVP, y de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin, las limitaciones de seguridad aplicables tanto a unidades de programacin individuales como, en su caso, a conjuntos de unidades de programacin (limitaciones zonales), que se han de considerar aplicadas sobre los programas de las unidades de produccin, y en su caso de importacin, y sobre los programas de las unidades de consumo de bombeo y, en su caso, exportaciones, para no modificar las condiciones previstas de seguridad del sistema.

A lo largo del da, el OS ir modificando estas limitaciones de seguridad, y/o incorporando otras nuevas, de acuerdo con la situacin real del sistema existente en cada momento.

El OS pondr a disposicin del OM, antes de la apertura de cada sesin del MI, la informacin referente a las limitaciones de seguridad para que stas puedan ser tenidas en cuenta en el proceso de aceptacin de ofertas de cada una de las sesiones del mercado intradiario (MI), en el caso de limitaciones de seguridad aplicables a unidades de programacin individuales, o dentro del propio proceso de casacin del mercado intradiario, si se trata de limitaciones de seguridad aplicables a un conjunto de unidades de programacin.

Una vez comunicado por el OM el resultado de la casacin de cada sesin del MI, el OS deber recibir de los sujetos titulares las nominaciones de programas por unidad de programacin, en aquellos casos en los que en una misma unidad de oferta estn integradas dos o ms unidades de programacin.

Los sujetos titulares de unidades de programacin facilitarn al OS la informacin correspondiente a las desagregaciones en unidades fsicas y/o en unidades de produccin equivalentes de los programas de venta y de adquisicin de energa, contratados o ajustados en dicha sesin.

4.1 Recepcin y carga del resultado de la casacin del MI: Como paso previo a la realizacin de los anlisis de seguridad, el OS verificar que el programa resultante de la casacin de ofertas en la correspondiente sesin del mercado intradiario respeta la capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales, as como que las limitaciones de programa por seguridad establecidas por el OS y puestas a disposicin del OM antes de la apertura de la correspondiente sesin del MI son respetadas, o al menos no alejan la solucin de su cumplimiento. De no cumplirse lo anterior, el OS devolver al OM, en su caso, el programa resultante de la casacin de ofertas en el MI.

En el caso de que la obtencin de un programa que no presente congestiones en las interconexiones internacionales se retrasase durante un tiempo tal que pudiese verse afectado de forma muy importante el propio proceso de programacin de la generacin, existiendo un riesgo elevado de tener que suspender la aplicacin de los resultados de dicha sesin del mercado intradiario en alguna hora, el OS proceder a solucionar estas congestiones, siempre que ello sea posible, en el propio proceso de solucin de restricciones tcnicas del mercado intradiario.

4.2 Proceso de resolucin de restricciones tcnicas del mercado intradiario: El OS, en caso de identificar alguna restriccin tcnica que impida que el programa resultante de dicha sesin del mercado intradiario, tenidas tambin en cuenta las nominaciones de programa por unidad de programacin comunicadas por los sujetos titulares, se realice respetando los criterios de seguridad y funcionamiento fijados en el procedimiento de operacin correspondiente, resolver dicha restriccin seleccionando la retirada del conjunto de ofertas que resuelvan las restricciones tcnicas identificadas, sobre la base del orden de precedencia econmica de las ofertas casadas en el mercado intradiario comunicado por el OM, siempre y cuando la retirada de dichas ofertas pueda ser compensada con la retirada de otras ofertas casadas en la misma sesin y localizadas tambin en el sistema elctrico espaol, de tal forma que se posibilite la obtencin de un programa equilibrado en generacin-demanda.

El equilibrio generacin-demanda ser restablecido nuevamente mediante la retirada por el OS de otras ofertas presentadas a dicha sesin del mercado intradiario, conforme al orden de precedencia econmica de las ofertas asignadas en dicha sesin.

Como resultado del proceso de resolucin de restricciones tcnicas en el mercado intradiario, el OS pondr a disposicin del OM y de los SM la siguiente informacin:

Informacin que el OS pondr a disposicin del OM:

El Programa Horario Final (PHF) establecido por el OS como resultado de la agregacin de todas las transacciones firmes formalizadas para cada periodo de programacin como consecuencia del programa diario viable y de la casacin del mercado intradiario una vez resueltas, en su caso, y siempre que ello sea posible, las restricciones tcnicas identificadas y efectuado el reequilibrio posterior.

Informacin que el OS pondr a disposicin de los SM:

La informacin antes indicada puesta a disposicin del OM.

Los redespachos de energa necesarios para resolver las restricciones tcnicas identificadas.

Los redespachos de energa necesarios para el posterior reequilibrio de la produccin y la demanda.

La publicacin del Programa Horario Final (PHF) se realizar conforme a los horarios fijados en el procedimiento de operacin por el que se establece la programacin de la generacin.

El OS pondr tambin a disposicin del OM y/o de los SM cualquier actualizacin de los ficheros anteriormente puestos a su disposicin en el proceso de resolucin de restricciones tcnicas que haya sido precisa.

Estos intercambios de informacin sern efectuados a travs de los medios y con la estructura definida en las versiones vigentes del procedimiento establecido para los intercambios de informacin del OS con los SM y el procedimiento conjunto acordado entre el OS y el OM.

5. Resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real

5.1 Modificaciones por criterios de seguridad: El OS analizar de forma permanente el estado de seguridad real y previsto del sistema a lo largo de todo el horizonte de programacin y detectar las restricciones que pudieran existir en cada perodo de programacin. La resolucin de las restricciones abarcar todo el horizonte de programacin aunque slo se incorporarn los redespachos de energa en los periodos de programacin existentes hasta el inicio del horizonte de programacin de la siguiente sesin del mercado intradiario. Para el resto del periodo se establecern las limitaciones necesarias por razones de seguridad: limitaciones zonales aplicables a un conjunto de unidades de programacin y/o limitaciones individuales aplicables a una unidad de venta o a una unidad de adquisicin de energa, o bien, a una o ms de las unidades fsicas que integran dicha unidad.

Para el establecimiento y la actualizacin en tiempo real de los lmites por seguridad necesarios para la resolucin de las restricciones tcnicas, se tendrn en cuenta los mismos criterios ya indicados en el apartado 3.3.1.3 del presente procedimiento, respetndose as los valores correspondientes a las potencias mnimas y mximos tcnicos de los grupos generadores y las posibles limitaciones transitorias de estos valores de potencia, sin considerar otras limitaciones distintas, tales como rampas mximas de subida y bajada de carga de los grupos trmicos, entre otras, siempre y cuando stas puedan ser gestionadas en el mercado intradiario por los sujetos titulares de las unidades de programacin correspondientes a dichos grupos.

As, el OS programar nicamente las rampas de subida/bajada de carga de unidades trmicas de produccin cuando la resolucin de restricciones tcnicas haya sido programada para un periodo de programacin tal que el sujeto titular de dicha unidad de programacin no tenga posibilidad efectiva de participar en la sesin del mercado intradiario que corresponda por incompatibilidad de los horarios de dicha sesin y del periodo de programacin para el que se establece el cambio del programa de la unidad de programacin para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en tiempo real.

Para la resolucin de una restriccin tcnica en tiempo real que exija la modificacin de los programas de generacin de una o varias unidades, el OS adoptar la solucin que represente el mnimo coste, utilizando para ello las ofertas de regulacin terciaria que en ese momento estn disponibles, dando prioridad, en caso de igualdad de coste, a las instalaciones que utilicen fuentes de energa renovable y, tras ellas, a las instalaciones trmicas de cogeneracin de alta eficiencia.

En el caso de que la asignacin de ofertas de regulacin terciaria para la resolucin de la restriccin resulte insuficiente, esta asignacin se completar con la asignacin de incrementos y de reducciones de programas conforme a la asignacin de las ofertas y/o de los correspondientes bloques de oferta presentados para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF, y en su caso, de la oferta de restricciones actualizada, procedindose a realizar la asignacin de esta modificacin de programas entre el conjunto de unidades que resuelven la restriccin, segn el orden de precio de las ofertas presentadas, aplicndose la regla prorrata en caso de igualdad de precio de oferta y dando prioridad a las instalaciones que utilicen fuentes de energa renovable y, tras ellas, a las instalaciones trmicas de cogeneracin de alta eficiencia.

En este proceso de asignacin de las ofertas de restricciones presentadas, la oferta compleja podr ser tenida en consideracin nicamente en los casos en los que la correspondiente unidad de venta de energa tenga un programa horario final nulo en todos y cada uno de los periodos que constituyen el horizonte diario de programacin, o bien tenga nicamente programa de energa en los tres primeros periodos horarios de dicho horizonte, a modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.

En los casos en que la asignacin de incrementos de programa requiera un cambio en el modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje que conlleve el arranque de una o ms turbinas de gas, se considerar adems el arranque programado y realizado de cada turbina de acuerdo con el trmino de arranque en caliente de la oferta compleja de restricciones que haya sido presentada, independientemente de que el incremento de programa sea establecido en base a la oferta de terciaria o a la oferta de restricciones.

A partir de la publicacin de la asignacin de reserva de regulacin secundaria, los SM podrn proceder a actualizar de forma continua para el da D, las ofertas de restricciones presentadas para el proceso de solucin de restricciones tcnicas del PDBF, de acuerdo con lo que se establezca en el procedimiento de intercambio de informacin. El OS podr retrasar la hora de apertura para la actualizacin de las ofertas cuando se produzcan retrasos en los mercados que lo hagan necesario. Los SM sern informados a travs de la Web de SM del eSIOS.

En el caso de que la solucin de la restriccin en tiempo real requiera una reduccin de produccin, el OS proceder a la reduccin de los programas teniendo en cuenta, a igualdad de coste, lo establecido en los apartados 3.3.1.3 y 3.3.1.7 de este procedimiento.

En el caso de que para garantizar la seguridad del sistema sea precisa la activacin de teledisparos durante la operacin en tiempo real, se aplicar, en su caso, el sistema de turnos rotatorios establecido, o en su defecto, se utilizar como criterio de orden para requerir su activacin, el de las ofertas presentadas para el proceso de solucin de restricciones tcnicas del PDBF, y en su caso, de las ofertas de restricciones actualizadas de acuerdo con lo establecido en el apartado 3.3.1.7 de este procedimiento.

Los redespachos de energa correspondientes a la resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real que no hayan sido efectivamente ejecutados, no sern considerados firmes, es decir, se podrn dejar sin efecto las asignaciones previas an no ejecutadas cuando desaparezcan las condiciones que dieron lugar a dicha restriccin tcnica.

En los casos en los que el gestor de la red de distribucin identifique en tiempo real la existencia de restricciones en la red objeto de su gestin, para cuya solucin sea necesario modificar los programas de produccin previstos, una vez ya adoptadas por el gestor de la red de distribucin todas las medidas a su alcance, deber comunicar al OS, a la mayor brevedad posible, la informacin sealada en el apartado 3.3.1.6 de este procedimiento de operacin.

Cuando el gestor de la red de transporte de un sistema elctrico interconectado con el sistema elctrico peninsular espaol identifique en tiempo real la existencia de restricciones en la red objeto de su gestin, para cuya solucin requiera modificar los programas de produccin previstos en el sistema elctrico espaol, una vez ya adoptadas por el sistema elctrico vecino todas las medidas a su alcance, deber comunicar al OS, a la mayor brevedad posible, la informacin sealada en el apartado 3.3.1.8 de este procedimiento. El OS proceder asimismo conforme a lo establecido en dicho apartado de este procedimiento.

5.2 Tratamiento de las reducciones/anulaciones de la capacidad de evacuacin de la produccin de grupos generadores por indisponibilidades sobrevenidas de elementos de la Red de Transporte o de la Red de Distribucin: En el caso de que por avera o por una indisponibilidad fortuita se vea reducida o impedida la capacidad de evacuacin de la produccin de un grupo generador, estando el grupo disponible y funcionando en tiempo real, el OS proceder a resolver la congestin identificada en tiempo real mediante la aplicacin de un redespacho de energa sobre el programa previsto para la unidad, de tal forma que esta reduccin o anulacin de la capacidad de evacuacin no implique un desvo de la produccin real de la unidad respecto al programa previsto para la misma.

Este redespacho se aplicar desde aquel momento en que se ve afectada la capacidad de evacuacin hasta el instante en el que esta capacidad est ya parcial o totalmente restablecida, procediendo en el primer caso el OS a adaptar el programa de la unidad de forma que se ajuste a la capacidad real de evacuacin disponible.

En el caso de grupos trmicos, la limitacin o en su caso, la anulacin del programa de la unidad se mantendr, si fuera necesario, despus de restablecida la capacidad de evacuacin, durante un periodo de tiempo igual al tiempo mnimo de arranque en caliente declarado por la unidad (desde arranque hasta sincronizacin), o como mximo, hasta el inicio del horizonte de aplicacin de la siguiente sesin del Mercado Intradiario, con el fin de permitir que la unidad pueda recuperar su programa o al menos, gestionar la modificacin del mismo en una sesin del mercado intradiario.

5.3 Resolucin de restricciones debidas a insuficiente reserva de potencia a bajar: Cuando durante la operacin en tiempo real se identifique la existencia de una insuficiente reserva de potencia a bajar en el programa resultante, el OS podr adoptar las siguientes medidas:

Aumentar el programa de energa de las unidades de adquisicin correspondientes a consumo de bombeo.

Reducir el programa de produccin de unidades de venta de energa correspondientes a grupos trmicos hasta su potencia mnima admisible, por seguridad, o en el lmite hasta el mnimo tcnico de la unidad.

Programar la parada de grupos trmicos respetando las limitaciones de programa mnimo establecidas por seguridad sobre los grupos y, teniendo en cuenta el tiempo de arranque y de programacin de cada grupo. A igualdad de criterios tcnicos, el OS establecer un sistema de turnos rotatorios para programar esta parada de grupos trmicos por reserva de potencia a bajar insuficiente.

En el caso de que las medidas anteriores no sean suficientes para garantizar un margen adecuado de reserva de potencia a bajar en el sistema, el OS proceder a reducir el programa de produccin de unidades de venta de energa respetando el orden de prioridad establecido en el apartado 3.3.1.3 de este procedimiento de operacin.

Resolucin de restricciones mediante actuacin sobre la demanda: Cuando durante la operacin en tiempo real no sea posible resolver una restriccin tcnica cuya solucin requiera un incremento de programa de las unidades de produccin, por haberse agotado estos recursos o requerir su ejecucin un tiempo excesivo, el OS deber resolver la restriccin, o al menos aliviarla, mediante la adopcin de las siguientes medidas aplicadas sobre la demanda. Para ello seguir el siguiente orden:

Reduccin/anulacin del consumo de bombeo que pudiera estar acoplado en la zona.

Reduccin/anulacin de las capacidades de exportacin a otros sistemas externos sistemas externos sin mecanismo coordinado de gestin de la capacidad de intercambio y, en caso de fuerza mayor, a sistemas externos con mecanismo coordinado de gestin de la capacidad de intercambio.

Aplicacin de interrumpibilidad de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece el servicio de gestin de la demanda de interrumpibilidad.

Dentro de cada categora se aplicarn, siempre que sea posible, criterios de mercado, condicionados previamente a la compatibilidad de los tiempos requeridos para la aplicacin de cada una de estas medidas.

Reduccin del consumo de bombeo: Para la utilizacin de las unidades de consumo de bombeo para resolver restricciones tcnicas identificadas en tiempo real, se considerar el orden de precedencia econmica de las ofertas de regulacin terciaria a subir presentadas al OS por los sujetos titulares de dichas unidades, siempre y cuando no exista un condicionante tcnico que impida la consideracin de dicho orden.

Aplicacin de reduccin/anulacin de las capacidades de exportacin: En el caso de que las medidas anteriores resulten insuficientes, y en la zona existan programas de exportacin de energa a travs de las interconexiones con los sistemas elctricos vecinos, el OS proceder a la /anulacin de la capacidad de exportacin.

Se comunicar al operador del sistema vecino afectado las razones de la modificacin de la capacidad de intercambio, acordndose entre ambos operadores el nuevo valor de la capacidad de exportacin, as como la hora y minuto de establecimiento del nuevo programa global de intercambio en el ajuste del regulador del sistema frecuencia-potencia que regula los intercambios de energa elctrica en dicha interconexin y, en su caso, los nuevos programas de intercambio autorizados en los dos sentidos de flujo.

Se proceder a la publicacin de la nueva capacidad de intercambio en el SIOS, adecundola a la realidad fsica del sistema elctrico, y se facilitar informacin sobre las razones de la modificacin.

La reduccin de la capacidad de exportacin dar lugar a:

Accin Coordinada de Balance en aquellas interconexiones con mecanismo coordinado de gestin, salvo en caso de fuerza mayor, para garantizar los programas de exportacin previstos.

Reduccin de los programas de intercambio previstos, mediante prorrata, en caso de interconexiones sin mecanismo coordinado o en caso de fuerza mayor.

Aplicacin de interrumpibilidad de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece el servicio de gestin de la demanda de interrumpibilidad.

Reequilibrio generacin-demanda posterior a la resolucin de las restricciones tcnicas en tiempo real: En el proceso de resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real, tras la modificacin de programas por criterios de seguridad, no se establece un proceso sistemtico posterior de reequilibrio generacin-demanda. Los posibles desequilibrios generacin-demanda provocados por la resolucin en tiempo real de las restricciones identificadas se resolvern, junto con el resto de desvos comunicados por los sujetos titulares de unidades de programacin, los desvos entre la demanda real y la prevista por el OS, y los desvos, en su caso, entre la produccin elica y solar real y la prevista, mediante la utilizacin de energa de regulacin secundaria y/o terciaria, o en el caso de que se verifiquen las condiciones requeridas, a travs del mecanismo de gestin de desvos.

6. Liquidacin del proceso de resolucin de restricciones tcnicas

En este apartado se describen con carcter general los principales aspectos del proceso de resolucin de restricciones tcnicas que tienen incidencia directa en la liquidacin de este servicio de ajuste del sistema.

El clculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago derivados del proceso de resolucin de restricciones est definido en el procedimiento de operacin por el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones de pago.

6.1 Liquidacin de la provisin del servicio de resolucin de restricciones tcnicas: La liquidacin de la provisin del servicio de resolucin de restricciones tcnicas se establece con arreglo a la energa redespachada y los precios incorporados en estos redespachos, aplicados en el proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF, del mercado intradiario y en tiempo real, y, en su caso, con arreglo a las limitaciones de programa y, cuando as sea aplicable, conforme a las medidas de energa.

6.1.1 Liquidacin de los programas de energa: Los redespachos y precios incorporados en los mismos aplicables a cada una de las unidades de venta y de adquisicin que han modificado su programa como consecuencia de los procesos de Resolucin de Restricciones Tcnicas del PDBF, Resolucin de Restricciones Tcnicas del Mercado Intradiario y Resolucin de Restricciones Tcnicas en tiempo real, estn especificados en el anexo de este procedimiento.

6.1.2 Liquidacin conforme a las medidas de energa: La liquidacin con medidas ser aplicable nicamente a:

Unidades de venta de energa para las que, por razones de seguridad del sistema, se haya programado su acoplamiento y arranque, o un aumento de su programa respecto al PDBF para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en este programa (FASE 1), o para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en tiempo real.

Unidades de adquisicin de energa sobre las que se repercuten los costes derivados del proceso de resolucin de restricciones tcnicas.

6.2 Distribucin de los sobrecostes derivados del proceso de resolucin de restricciones tcnicas: Los sobrecostes del proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF y en tiempo real sern calculados y repercutidos de acuerdo con los criterios especificados en el procedimiento de operacin por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago.

7. Mecanismo excepcional de resolucin

En el caso de que, ante situaciones de emergencia o por razones de urgencia, bien por ausencia de ofertas por causa de fuerza mayor o por otra circunstancia de ndole no prevista o controlable, no sea posible resolver las restricciones mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, el OS podr adoptar las decisiones de programacin que considere ms oportunas, justificando sus actuaciones a posteriori ante los sujetos titulares afectados y la CNMC, sin perjuicio de la liquidacin econmica de las mismas que sea de aplicacin en cada caso.

ANEXO I
Redespachos y precios aplicables a la prestacin del servicio de resolucin de restricciones tcnicas

1. Redespachos programados

1.1 Proceso de resolucin de restricciones tcnicas del programa diario base de funcionamiento (PDBF).

1.1.1 Primera fase: Modificaciones del PDBF por criterios de seguridad.

a) Unidades de venta que incrementan la energa programada en el PDBF para la resolucin de las restricciones tcnicas (Unidad con Programa Obligado).

Los redespachos de energa programados para la resolucin de restricciones tcnicas del PDBF incorporarn los precios de la oferta simple presentada por la correspondiente unidad de venta, salvo en el caso, de que se trate de un grupo trmico para el que el titular de la unidad haya presentado una oferta compleja al proceso de resolucin de restricciones tcnicas, y sta sea aplicable de acuerdo con los criterios establecidos en el apartado 3.2.3 de este procedimiento.

Unidades programadas en el PDVP mediante una oferta simple: Los redespachos de energa de tipo UPOPVPV programados en el PDVP sobre unidades de venta de energa para la resolucin de restricciones tcnicas incorporarn el precio de cada uno de los bloques de energa de la oferta simple utilizados total o parcialmente para el establecimiento de dicho redespacho.

Unidades programadas en el PDVP mediante una oferta compleja: En aquellos casos en los que los redespachos UPOPVPV sean asignados sobre grupos trmicos que han presentado una oferta compleja y sta sea aplicable de acuerdo con los criterios establecidos en el apartado 3.2.3 de este procedimiento, los redespachos de energa incorporarn el precio que resulte inferior entre los dos siguientes:

a) El resultante de aplicar la oferta compleja al programa asignado en el PDVP por restricciones.

b) El resultante de aplicar la oferta compleja al programa horario final de la unidad tras su participacin en las diferentes sesiones del mercado intradiario y deducir de l los ingresos asociados a la valoracin al correspondiente precio marginal horario de su programa PDBF en rampa descendente de carga durante las tres primeras horas, y los ingresos netos (saldo entre ingresos y pagos) derivados de su participacin en las distintas sesiones del mercado intradiario.

Los clculos realizados para la determinacin del precio que ir incorporado en estos redespachos sern aplicados en ambos casos sobre el conjunto de periodos que constituyen el horizonte diario de programacin, tenindose adems en cuenta, segn proceda, el arranque en fro o en caliente de la unidad de produccin.

Programacin sin existencia de oferta para este proceso, o insuficiencia de la oferta existente (UPOPVPMER): En los casos en los que el OS tenga que programar la entrada en funcionamiento o un incremento del programa de una unidad de venta de energa para la resolucin de restricciones tcnicas del PDBF, mediante un redespacho de energa de tipo UPOPVPMER, no vindose afectada la unidad por una indisponibilidad que impida la realizacin del programa asignado por seguridad, y no existiendo ofertas presentadas para dicha unidad para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas, los redespachos de energa programados en cada hora incorporarn un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoracin KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

Unidades de adquisicin y, en su caso, exportaciones a sistemas externos que reducen la energa programada en el PDBF para la resolucin de las restricciones tcnicas (Unidad con Programa Obligado).

Los redespachos de energa de tipo UPO programados en el PDVP, respectivamente, sobre unidades de adquisicin de energa o, en su caso, exportaciones, para la resolucin de restricciones tcnicas, sern considerados equivalentes a anulaciones del correspondiente programa. As, en funcin del tipo de transaccin sobre el que vayan aplicados, darn lugar a las siguientes modificaciones de programa:

Transaccin del mercado diario (redespacho UPOPVPB o UPOPVPE):

Reduccin del programa de adquisicin de la unidad en igual magnitud que el redespacho aplicado, incorporando ste un precio igual al correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

Transaccin asociada a la ejecucin de un contrato bilateral con entrega fsica (redespacho UPOPVPCBB UPOPVPCBE):

Reduccin del programa de energa de la unidad de venta y de adquisicin afecta al contrato bilateral, en igual magnitud que el redespacho aplicado, no incorporando ste precio alguno.

c) Unidades de venta que reducen la energa programada en el PDBF para la resolucin de las restricciones tcnicas (Unidad con Programa Limitado).

Los redespachos de energa de tipo UPL programados en el PDVP sobre unidades de venta de energa para la resolucin de restricciones tcnicas, sern considerados equivalentes a anulaciones del correspondiente programa. As, en funcin del tipo de transaccin sobre el que vayan aplicados, incorporarn los siguientes precios:

Transaccin del mercado diario (redespacho UPLPVPV):

Reduccin del programa de energa de la unidad de venta en la misma magnitud del redespacho aplicado, incorporando este redespacho de reduccin de programa un precio igual al correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

Transaccin asociada a la ejecucin de un contrato bilateral con entrega fsica en el que la unidad de adquisicin corresponde a un consumo nacional (redespacho UPLPVPCBN):

Establecimiento en el PDVP de un programa de adquisicin de energa para la unidad afecta al contrato bilateral, mediante la aplicacin sobre dicha unidad del correspondiente redespacho, incorporando ste un precio igual al correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

Transaccin asociada a la ejecucin de un contrato bilateral con entrega fsica en el que la unidad de adquisicin corresponde a un consumo de bombeo o, en su caso, a una exportacin de energa a sistemas externos (redespacho UPLPVPCB):

Reduccin del programa de energa tanto de la unidad de venta como de la unidad de adquisicin afectas al contrato bilateral en la misma magnitud del redespacho aplicado, no incorporando ste precio alguno.

1.1.2 Segunda fase: Reequilibrio generacin-demanda.

a) Unidades de venta con programas asociados a contratos bilaterales con entrega fsica cuya demanda ha sido reducida en la Fase 1, y que reducen la energa programada en el PDBF para obtener un programa equilibrado en generacin y demanda.

Los redespachos de energa de tipo ECOCBV programados en el PDVP sobre unidades de venta de energa correspondientes a contratos bilaterales cuya demanda haya sido reducida en la primera fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF, no incorporarn precio alguno.

b) Unidades de adquisicin correspondientes a un consumo de bombeo o a una exportacin a travs de interconexiones sin sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio con programas asociados a contratos bilaterales con entrega fsica cuya generacin ha sido reducida en la Fase I, y que reducen la energa programada para obtener un programa equilibrado en generacin y demanda.

Los redespachos de energa de tipo ECOCBV programados en el PDVP sobre unidades de adquisicin de energa (consumo de bombeo o, en su caso, exportacin a travs de interconexiones internacionales sin sistema coordinado de gestin de la capacidad de intercambio) correspondientes a contratos bilaterales cuya generacin haya sido reducida en la primera fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PDBF, no incorporarn precio alguno.

c) Unidades de venta que incrementan la energa programada en el PDBF para obtener un programa equilibrado en generacin y demanda, y unidades de adquisicin de consumo de bombeo que reducen la energa programada en el PDBF con igual fin.

Los redespachos de energa a subir programados en el PDVP para resolver un dficit de generacin y obtener as un programa equilibrado generacin-demanda, aplicados sobre una transaccin del mercado diario (redespacho ECO) o sobre una unidad de adquisicin asociada a un contrato bilateral con entrega fsica (redespacho ECOCB), incorporarn el precio del correspondiente bloque de la oferta de energa a subir presentada por dicha unidad para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas y utilizado total o parcialmente para el establecimiento de dicho redespacho.

En el caso de unidades de adquisicin que no hayan presentado la correspondiente oferta de energa a subir para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas, estando sin embargo obligadas a ello, el redespacho aplicado pasar a ser denominado redespacho ECOSSO, si est asociado a una transaccin de mercado, y redespacho ECOSCBSO, si est asociado a un contrato bilateral con entrega fsica, incorporando en ambos casos dicho redespacho un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoracin KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario. A estos efectos se considerar un precio por defecto de la oferta de energa a subir para la resolucin de restricciones tcnicas de la correspondiente unidad de valor igual al 85% del correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

d) Unidades de venta que reducen la energa programada en el PDBF para obtener un programa equilibrado en generacin y demanda, y unidades de adquisicin que incrementan la energa programada en el PDBF con igual fin.

Los redespachos de energa a bajar programados en el PDVP para resolver un exceso de generacin y obtener as un programa equilibrado generacin-demanda, aplicados sobre una transaccin del mercado diario (redespacho ECO) o sobre una unidad de venta asociada a un contrato bilateral con entrega fsica (redespacho ECOCB) incorporarn el precio del correspondiente bloque de la oferta de energa a bajar presentada por dicha unidad para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas y utilizado total o parcialmente para el establecimiento de dicho redespacho.

En el caso de unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta de energa a bajar para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas, estando sin embargo obligadas a ello, el redespacho aplicado pasar a ser denominado ECOBSO, si est asociado a una transaccin de mercado, y redespacho ECOBCBSO, si est asociado a un contrato bilateral con entrega fsica, incorporando en ambos casos dicho redespacho un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoracin KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario. A estos efectos se considerar un precio por defecto de la oferta de energa a bajar para la resolucin de restricciones tcnicas de la correspondiente unidad de valor igual al 115% del correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

e) Redespachos aplicados para obtener un programa equilibrado en generacin y demanda en los casos de insuficiencia de ofertas para la ejecucin de este proceso.

En los casos en los que el OS tenga que programar redespachos de energa a subir o a bajar para resolver un dficit un exceso de generacin, respectivamente, y obtener as un programa equilibrado generacin-demanda, y una vez ya aplicados los redespachos sobre todas las unidades tanto de venta como de adquisicin que estando obligadas a la presentacin de ofertas, no hayan atendido, sin embargo, este requerimiento, y asignadas tambin todas aquellas ofertas presentadas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas, compatibles con el respeto de las limitaciones aplicadas por seguridad, y no resultase dicha asignacin an suficiente para restablecer el equilibrio generacin- demanda, los redespachos que, en su caso, pueda aplicar el OS por MER, llevarn asociados los siguientes precios:

Redespacho de energa a subir (redespacho ECOSMER): Precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoracin KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

Redespacho de energa a bajar (redespacho ECOBMER): Precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoracin KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

Proceso de resolucin de restricciones tcnicas del Mercado Intradiario: Los redespachos aplicados para la retirada de ofertas de venta o de adquisicin de energa de la casacin del mercado intradiario, para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en el programa resultante de dicha casacin (redespacho RTOMI) o para el reequilibrio posterior de los programas generacin-demanda (redespacho ECOMI), incorporarn el correspondiente precio marginal horario de dicha sesin del mercado intradiario.

1.2 Proceso de resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real: Los redespachos de energa aplicados para la resolucin de restricciones tcnicas identificadas en tiempo real incorporarn el precio de las ofertas utilizadas a estos efectos: Ofertas de regulacin terciaria complementadas con las ofertas presentadas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas.

1.2.1 Redespachos aplicados mediante la utilizacin de la oferta de regulacin terciaria.

1.2.1.1 Unidades de venta que incrementan su programa de energa para la resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real y unidades de adquisicin que reducen su programa de energa con igual fin.

Los redespachos de energa a subir de tipo UPOTRT programados en tiempo real para la resolucin de restricciones tcnicas, incorporarn el precio de la oferta de regulacin terciaria a subir utilizada a estos efectos.

El precio del redespacho incorporar adems el arranque programado y realizado de cada turbina gas de acuerdo con el trmino de arranque en caliente de la oferta compleja de restricciones tcnicas presentada, cuando el incremento del programa de energa requiera un cambio en el modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje que conlleve el arranque de una o ms turbinas de gas.

1.2.1.2 Unidades de venta que reducen su programa de energa para la resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real.

Los redespachos de energa a bajar de tipo UPLTRT programados en tiempo real para la resolucin de restricciones tcnicas, incorporarn el precio de la oferta de regulacin terciaria a bajar utilizada a estos efectos.

1.2.1.3 Unidades de adquisicin de consumo de bombeo que incrementan su programa de energa para la resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real.

El incremento del programa de consumo de bombeo de una unidad de adquisicin para la resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real llevar asociado un redespacho de energa a bajar de tipo UPLTRT. Este redespacho tendr una energa igual a la magnitud del incremento de programa, incorporando un precio igual a la suma del precio de la oferta de regulacin terciaria a bajar utilizada a estos efectos, y del resultante de aplicar un coeficiente KBO, de valor 0,70, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

1.2.2 Redespachos aplicados mediante la utilizacin de la oferta presentada para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas.

1.2.2.1 Unidades de venta que incrementan su programa de energa para la resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real y unidades de adquisicin que reducen su programa de energa con igual fin.

Los redespachos de energa a subir de tipo UPOTROR programados en tiempo real para la resolucin de restricciones tcnicas, llevarn asociado el precio de la oferta de energa a subir presentada para dicha unidad al proceso de resolucin de restricciones tcnicas, y utilizada a estos efectos.

El precio del redespacho incorporar adems el arranque programado y realizado de cada turbina gas de acuerdo con el trmino de arranque en caliente de la oferta compleja de restricciones tcnicas presentada, cuando el incremento del programa de energa requiera un cambio en el modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje que conlleve el arranque de una o ms turbinas de gas.

1.2.2.2 Unidades de venta que reducen su programa de energa para la resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real.

Los redespachos de energa a bajar de tipo UPLTROR programados en tiempo real para la resolucin de restricciones tcnicas, llevarn asociado el precio de la oferta de energa a bajar presentada para dicha unidad al proceso de resolucin de restricciones tcnicas y utilizada a estos efectos.

1.2.2.3 Unidades de adquisicin de consumo de bombeo que incrementan su programa de energa para la resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real.

El incremento del programa de consumo de bombeo de una unidad de adquisicin para la resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real llevar asociado un redespacho de energa a bajar de tipo UPLTROR. Este redespacho tendr una energa igual a la magnitud del incremento de programa, incorporando un precio igual a la suma del precio de la oferta de energa a bajar presentada para dicha unidad al proceso de resolucin de restricciones tcnicas y utilizada a estos efectos, y del resultante de aplicar un coeficiente KBO, de valor 0,70, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

1.2.3 Redespachos aplicados en tiempo real no cubiertos con ofertas de regulacin terciaria ni con ofertas presentadas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas: En los casos en los que el OS tenga que programar redespachos de energa a subir o a bajar para la resolucin de restricciones tcnicas identificadas en tiempo real, sin que existan ofertas de regulacin terciaria, ni ofertas presentadas para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas, o bien, existiendo stas, resulten insuficientes para cubrir totalmente los redespachos aplicados por seguridad en tiempo real, los redespachos que, en su caso, pueda aplicar el OS por MER, llevarn asociados los siguientes precios:

Redespacho de energa a subir (tipo UPOMER): Precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoracin KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

Redespachos de energa a bajar (tipo UPLMER): Precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoracin KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

En el caso de unidades de adquisicin de consumo de bombeo, el incremento de su programa para la resolucin de restricciones tcnicas en tiempo real llevar asociados dos redespachos de energa a bajar de tipo UPLMER. Estos redespachos tendrn cada uno una energa igual a la magnitud del incremento de programa, incorporando uno de ellos un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoracin KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, y el otro un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente KBO, de valor 0,70, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

2. Ejecucin efectiva de los redespachos programados conforme a medidas

El OS determinar con arreglo a las medidas, en aquellos casos en que sea aplicable, las modificaciones que sean precisas para los precios incorporados en los redespachos programados, teniendo en cuenta as los arranques y el tipo especfico de arranque (en fro o en caliente) programados, y el hecho de que se hayan producido stos de forma efectiva de acuerdo con las medidas recibidas, as como la energa real medida para la unidad y la energa para ella programada por criterios de seguridad (Fase 1).

En el caso de que la energa medida en una hora para una unidad de venta sea inferior a la programada por seguridad, la energa incumplida ser valorada al precio resultante de la diferencia entre el precio medio ponderado de toda la energa programada a subir para la resolucin de las restricciones tcnicas y el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

P.O. 3.3 GESTIN DE DESVOS

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer el proceso de resolucin de los desvos entre generacin y consumo que pudieran aparecer con posterioridad al cierre de cada sesin del mercado intradiario (MI) y hasta la hora de inicio del horizonte de programacin de la siguiente sesin.

2. mbito de aplicacin

Este procedimiento aplica al Operador del Sistema (OS) y a los Sujetos del Mercado (SM).

3. Proveedores del servicio

Los proveedores de este servicio de ajuste del sistema son las instalaciones de produccin y de consumo de bombeo que siendo aptas para participar en los servicios de ajuste del sistema conforme a los criterios establecidos en la regulacin vigente, obtengan la correspondiente habilitacin del OS, quien la otorgar a aquellas unidades de programacin cuya instalacin o conjunto de instalaciones fsicas acrediten su correspondiente capacidad tcnica y operativa para la prestacin del servicio.

Para la habilitacin de unidades para la prestacin del servicio, las instalaciones de produccin y de consumo de bombeo interesadas deben cumplir los siguientes requisitos:

a) Disponer de la inscripcin definitiva en la seccin correspondiente del RAIPEE.

b) Ser una instalacin apta para participar en los servicios de ajuste del sistema, de acuerdo con los criterios de aptitud establecidos mediante Resolucin de la Secretara de Estado de Energa.

c) Solicitud remitida al OS de participacin en el proceso de resolucin de los desvos entre generacin y consumo.

d) Integracin de la instalacin de produccin y de consumo de bombeo en un centro de control.

e) Comunicacin al OS de la informacin adicional requerida para los proveedores de este servicio en el Procedimiento de Operacin por el que se establecen los intercambios de informacin y actualizacin de la misma cuando se produzca cualquier variacin.

f) Verificacin de que la unidad de programacin en la que se integra dicha instalacin de produccin aporta una capacidad de oferta para la prestacin de este servicio no inferior a 10 MW.

g) Resultado satisfactorio de las pruebas de habilitacin establecidas mediante Resolucin Ministerial de la Secretara de Estado de Energa. En los casos en los que las pruebas se hayan realizado de manera agregada, las instalaciones que componen dicha agregacin deben incluirse en la misma unidad de programacin.

Para la aceptacin de ofertas y consideracin a todos los efectos de la participacin en el proceso de gestin de desvos de una unidad de produccin o de consumo de bombeo, el responsable de la instalacin deber contar con la autorizacin expresa del OS.

Las unidades de produccin estn obligadas a comunicar y mantener actualizada la informacin requerida por el OS en el correspondiente procedimiento de operacin para permitir el adecuado funcionamiento del proceso de gestin de desvos.

El OS informar de forma detallada al titular de la unidad de programacin de la falta de capacidad tcnica para la prestacin del servicio de su unidad, del incumplimiento de forma reiterada de los requisitos exigidos, de la inadecuada calidad del servicio prestado y/o de la no remisin de la informacin de cambios o modificaciones que puedan afectar a la prestacin de este servicio de ajuste del sistema, concediendo un plazo para introducir las mejoras necesarias. S no se introdujeran las mejoras indicadas, el OS podr retirar cualquiera de las habilitaciones previamente concedidas.

4. Procedimiento de resolucin

4.1 Definicin del proceso. Los sujetos del mercado asociados a unidades de programacin debern comunicar al OS, tan pronto como sea posible, todas las indisponibilidades parciales o totales que afecten a las unidades fsicas de produccin y a las unidades fsicas de consumo de bombeo, tal y como est fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece la comunicacin y el tratamiento de las indisponibilidades de las unidades de produccin.

Asimismo, los sujetos del mercado asociados a las unidades de programacin debern comunicar tambin al OS todas aquellas modificaciones obligadas de programa debidamente justificadas que se presenten en sus equipos de generacin o de consumo de bombeo, por otras causas (infactibilidad tcnica, vertidos ciertos, etc.), y que conlleven una variacin del programa de energa entregada o tomada de la red superior a 30 MWh con respecto al valor del programa horario comunicado con anterioridad para la unidad de programacin, debiendo explicitar el sujeto del mercado tambin la duracin prevista del desvo.

Por su parte, el OS efectuar previsiones de la demanda del sistema elctrico peninsular espaol, de acuerdo con el procedimiento de operacin por el que se establece la previsin de la cobertura de la demanda, as como de las entregas de energa procedentes de las instalaciones de produccin elica y solar.

El OS, anotar adems desvos sobre las unidades de programacin asociadas a los programas de intercambios internacionales en los casos en los que, una vez transcurrida la ltima sesin del mercado intradiario cuyo horizonte de aplicacin abarca el periodo de programacin en cuestin, el sujeto del mercado de una unidad de programacin asociada a un programa de intercambio internacional mantenga un programa de energa que carezca de la pertinente conformidad del OS elctrico vecino.

Tomando como dato de partida sus mejores previsiones de demanda del sistema elctrico peninsular espaol y de produccin elica de acuerdo con lo establecido en el procedimiento por el que se establece la reserva para la regulacin frecuencia-potencia, as como la informacin de indisponibilidades y desvos justificados de programa comunicada por los sujetos del mercado asociados a unidades de programacin, y los posibles desvos anotados sobre las unidades de programacin correspondientes a los programas de intercambios internacionales, el OS estimar los desvos globales previstos hasta la hora de inicio del horizonte de programacin de la siguiente sesin del MI.

El OS, en funcin de los desvos previstos, valorar la necesidad de convocar el mercado de gestin de desvos generacin-consumo, solicitando ofertas, en su caso, para la resolucin de estos desvos. No se resolvern mediante convocatoria del mercado de gestin de desvos, aquellos desvos en los que el valor del desvo medio previsto en cada periodo de programacin sea inferior a 300 MW.

En caso de que el desvo medio previsto en cada perodo de programacin sea igual o superior a 300 MW, el OS comunicar a los SM el requerimiento total de energa y su sentido (a subir o a bajar) para la resolucin de los desvos en cada perodo de programacin, as como las limitaciones de energa mxima y mnima aplicables a las ofertas que, en su caso, el OS pudiera establecer, previa conformidad de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, para garantizar una adecuada prestacin y un correcto control de dicho servicio.

Para hacer frente a los desvos previstos, el OS utilizar las ofertas de incremento y reduccin de las unidades de programacin correspondientes a instalaciones de generacin y/o de consumo de bombeo y asignar las modificaciones de programa que correspondan a cada unidad de programacin, incorporando estas modificaciones en el siguiente programa horario operativo P48.

El mbito temporal de aplicacin del mercado de gestin de desvos generacin- consumo puede llegar a abarcar todos los perodos de programacin existentes entre el cierre de una sesin del MI y la hora de inicio del horizonte de programacin de la siguiente sesin del MI.

4.2 Presentacin de ofertas. Una vez comunicados por el OS los requerimientos de energa a cubrir para compensar los desvos identificados y, en su caso, las limitaciones de energa mxima y mnima aplicables a las ofertas, los sujetos del mercado podrn presentar, en un plazo mximo de 30 minutos, ofertas para cada una de sus unidades de programacin correspondientes a sus instalaciones de generacin y/o de consumo de bombeo por la energa disponible en ellas para cubrir el desvo.

La participacin en el proceso de resolucin de los desvos generacin-consumo de las unidades de programacin correspondientes a instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento se encuentra establecida en el procedimiento de operacin por el que se establece la participacin de estas instalaciones en los procesos gestionados por el OS. Las ofertas presentadas sern vlidas solamente para la convocatoria efectuada, siendo anuladas una vez cerrado el proceso de asignacin correspondiente.

Para cada unidad de programacin se especificar la siguiente informacin:

Tipo de oferta (generacin o consumo de bombeo).

Energa a subir:

Para el conjunto del horizonte de resolucin de desvos se indicar: Energa total mxima (MWh).

Variacin mxima de energa asignada (MWh/h).

Adems para cada perodo de programacin se indicar:

N. de bloque (orden correlativo empezando por 1, mximo = 10). Energa (MWh).

Precio de la energa ofertada (€/MWh). Cdigo de indivisibilidad.

Cdigo de aceptacin completa extensivo a todos los periodos de programacin del horizonte de resolucin de desvos (Aplica si n de orden de bloque = 1).

Energa a bajar:

La misma informacin requerida en el epgrafe de Energa a subir, teniendo en cuenta que las energas ofertadas en este caso son a bajar, en lugar de a subir, y que el precio ofertado corresponde al precio de recompra de dicha energa.

El valor de energa horaria a subir o a bajar de una oferta indivisible no podr ser superior, en ningn caso, a 300 MWh.

4.3 Asignacin de ofertas. El OS analizar las ofertas recibidas y, en caso de detectar alguna incompatibilidad con los programas asignados en procesos anteriores, la oferta ser limitada. Este proceso se realizar mediante la aplicacin de un control respecto de los lmites fsicos de las unidades de produccin y de bombeo. En caso de sobrepasarse estos lmites fsicos, o, en caso de que la asignacin de una oferta diese lugar a una limitacin de programa establecida por razones de seguridad del sistema, se aplicarn los criterios indicados en el anexo I de este procedimiento.

Las ofertas debern respetar los precios mximos que, en su caso, puedan ser establecidos y publicados por la normativa de aplicacin, sindoles aplicables adems los criterios de aceptacin y validacin establecidos en el anexo I de este procedimiento.

El OS asignar las ofertas mediante el algoritmo de asignacin que se especifica en el anexo II de este procedimiento.

4.4 Comunicacin de los resultados de la asignacin. El OS comunicar los resultados del proceso de asignacin de ofertas a los sujetos del mercado de cada unidad de programacin asignada.

La asignacin realizada por el OS ser considerada firme inmediatamente despus de ser comunicada, adquiriendo, el sujeto del mercado asociado a la unidad de programacin, la obligacin de realizar el nuevo programa de energa derivado de la conjuncin de su programa previo ms la modificacin de programa asociada a la asignacin de ofertas para la resolucin de los desvos generacin-consumo.

Quince minutos antes del cambio de hora, el OS transmitir a los sujetos del mercado asociados a las unidades de programacin afectadas, de acuerdo con el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin, el nuevo programa para sus respectivas unidades de programacin. Este programa incluir la produccin adicional que deber incorporarse o reducirse en la programacin de cada unidad para la resolucin de los desvos generacin- consumo.

4.5 Solucin de anomalas y reclamaciones relativas al proceso de asignacin de ofertas. Una vez publicado el resultado del proceso de asignacin de ofertas de resolucin de desvos, los sujetos del mercado asociados a las unidades de programacin podrn presentar reclamaciones a este proceso, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece la programacin de la generacin.

El OS gestionar, a la mayor brevedad posible, estas reclamaciones o cualquier anomala que haya podido ser identificada en el proceso de asignacin de ofertas, procediendo a efectuar un nuevo proceso de asignacin, en caso de que la solucin de la anomala as lo haga necesario, siempre que ello sea posible, con el debido respeto de los plazos de tiempo mximo admisible establecidos y publicados por el OS, para garantizar que no se vean negativamente afectados los posteriores procesos de programacin de la operacin.

4.6 Liquidacin del servicio. El tratamiento econmico de este servicio est definido en el procedimiento de operacin por el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones de pago.

4.7 Liquidacin de la provisin del servicio. Las unidades de oferta de generacin y de consumo de bombeo podrn modificar su programa de energa para la resolucin de los desvos generacin-consumo.

Las modificaciones programadas en las unidades de oferta de generacin y de consumo de bombeo para la resolucin de estos desvos generacin-consumo sern valoradas al precio marginal de las ofertas asignadas en cada perodo de programacin, siendo calculado dicho precio marginal de acuerdo con el mecanismo especificado en el anexo II de este procedimiento.

Se revisarn las asignaciones de este servicio para verificar el cumplimiento efectivo del mismo. En concreto, se verificar el cumplimiento del valor del saldo neto de las asignaciones de gestin de desvos y regulacin terciaria por zona de regulacin o para cada conjunto de unidades de programacin del mismo sujeto de liquidacin.

El clculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago est definido en el procedimiento de operacin por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago.

4.8 Distribucin de los costes derivados de la resolucin de los desvos generacin- consumo. La liquidacin de los costes derivados de la modificacin del programa de energa de generacin o de consumo de bombeo para la resolucin de los desvos generacin-consumo ser repercutido de acuerdo con los criterios especificados en el procedimiento de operacin por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago.

5. Mecanismo excepcional de asignacin

En los casos en los que, por razones de urgencia, ausencia de ofertas suficientes, o por indisponibilidad de los sistemas informticos de gestin u otra causa justificada, no sea posible resolver un desvo mediante la aplicacin del mecanismo previsto en este procedimiento, no existiendo reserva de regulacin terciaria suficiente, el OS podr adoptar las decisiones de programacin que considere ms oportunas, para resolver los desvos generacin-consumo identificados, justificando posteriormente sus actuaciones ante los sujetos afectados y ante la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, sin perjuicio de la retribucin a que hubiera lugar por la citada prestacin del servicio.

Las asignaciones de energa que, en su caso, pueda aplicar el OS por mecanismo excepcional de asignacin sern valoradas:

Para asignaciones de energa a subir: A un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoracin KMAY, de valor igual a 1,15, por el mximo precio marginal horario de todas las sesiones de desvos a subir que hayan cubierto dicha hora o, en su defecto, por el precio marginal horario del mercado diario

Para asignaciones de energa a bajar: A un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoracin KMIN, de valor igual a 0,85, por el mnimo precio marginal horario de todas las sesiones de desvos a bajar que hayan cubierto dicha hora o, en su defecto, por el precio marginal horario del mercado diario.

ANEXO I
Criterios para la aceptacin y validacin de las ofertas de resolucin de desvos

Las ofertas presentadas por los sujetos del mercado para la resolucin de los desvos generacin-consumo sern sometidas a los criterios de validacin recogidos en el presente anexo.

1. Comprobaciones aplicadas en el proceso de lectura de las ofertas

Slo se admitir una oferta por unidad de programacin para la venta de energa correspondiente a instalaciones de generacin o por unidad de programacin para la adquisicin de energa para consumo de bombeo para cada convocatoria de gestin de desvos. De esta forma, si para una misma convocatoria se enva ms de una vez informacin para una misma unidad de programacin, la ltima informacin sustituir a la anterior.

La oferta deber ser enviada por el sujeto del mercado asociado a la unidad de programacin a la que corresponde la oferta.

El periodo de tiempo que cubre la oferta deber estar incluido en el horizonte de la convocatoria abierta vigente en el momento de recepcin de la oferta.

Cada oferta estar compuesta por bloques consecutivos, cuyo nmero no deber superar el mximo que, en su caso, establezca y publique el OS.

Slo se permitir un bloque de tipo todo o nada por oferta y sentido (subir/bajar), siendo obligatoriamente el bloque n. 1. De existir ms de uno, la oferta ser rechazada.

Las ofertas debern respetar los precios mximos que, en su caso, puedan ser establecidos por la normativa vigente.

2. Comprobaciones en el preproceso de las ofertas

Estas comprobaciones se efectan inmediatamente antes de la aplicacin del algoritmo de asignacin de ofertas, al requerir la consideracin de informaciones tales como limitaciones de programa por seguridad e indisponibilidades de unidades fsicas de produccin, que pueden haberse visto modificadas desde el momento en el que se leyeron las ofertas.

Las comprobaciones que se realizan en esta etapa sobre las unidades de programacin son las siguientes:

No violacin de lmites por seguridad.

No violacin de limitaciones por indisponibilidad (comunicada por el sujeto del mercado responsable de la unidad de programacin o, en su defecto, introducida por el OS, tras comunicacin previa del sujeto del mercado).

No violacin de los lmites de potencia fsicos del grupo (slo en el caso de grupos generadores y unidades de bombeo).

No oferta de una energa a bajar mayor su programa de generacin, o para las unidades de programacin para la adquisicin de energa para bombeo, oferta de energa a subir mayor que su programa de bombeo.

Las acciones a tomar cuando un bloque de oferta viole alguno de los lmites anteriores dependern de las condiciones de indivisibilidad del mismo:

Bloque divisible: El bloque ser truncado hasta el punto en que deja de violar el lmite Bloque indivisible: El bloque ser rechazado completamente en aquellos perodos de programacin en los que se produce la violacin

Bloque de tipo todo o nada: el bloque de oferta ser rechazado por completo, es decir, para todos los perodos de programacin que abarque la oferta, aunque slo se produzca la violacin en algn perodo.

Cabe destacar que en el primer y en el ltimo perodo de programacin para los que se convoca el mercado de gestin de desvos, todos los bloques de ofertas (a excepcin de los bloques de tipo todo o nada) se considerarn divisibles. Por este motivo, en estos periodos de programacin extremos, cuando se produzca una violacin de algn lmite, se truncar siempre el bloque de oferta.

3. Comprobaciones realizadas durante el proceso de asignacin

Estas comprobaciones son realizadas por el propio algoritmo de asignacin, y afectan a aquellos bloques de oferta que, por precio, deberan ser asignados. Durante este proceso se comprueba que la asignacin no viole ninguna de las restricciones de energa mxima y de rampas de la oferta. Su aplicacin puede provocar que la oferta no sea asignada en su totalidad o que sea rechazada.

Hay que sealar que si bien los rechazos afectan a los bloques de oferta, las comprobaciones son realizadas a nivel del programa correspondiente a la unidad de programacin.

Las comprobaciones que se realizan en esta etapa son las siguientes:

Tras la asignacin, la unidad programacin no deber violar con su oferta ninguna rampa de subida ni de bajada. Es decir, se tiene que cumplir que:

E(t+1) ≤ E(t) + Rampa Subida (t) E(t+1) ≥ E(t) - Rampa Bajada (t)

Las energas E(t) y E(t+1) corresponden al programa de la unidad de programacin tras la asignacin de la oferta de gestin de desvos.

Es decir:

E(t) = Programa inicial (t) + Asignacin Desvos (t)

Esta comprobacin se efecta, independientemente del signo del desvo, para todas las horas en las que se asigna, a excepcin de la ltima.

Comprobacin de que la energa asignada a la unidad de programacin no exceda la limitacin de energa mxima de la oferta. Una vez alcanzado este lmite, no se asignarn ms bloques de esta oferta.

Comprobacin de que los bloques de tipo todo o nada hayan sido asignados en todos los periodos de programacin. Cuando un bloque de este tipo no haya sido asignado en algn perodo de programacin, bien por precio o por alguna de las restricciones anteriores, se proceder a su desasignacin en todos aquellos perodos en los que hubiera resultado asignado.

En los casos en los que se violan algunas de estas limitaciones, el tratamiento aplicado al bloque de oferta es funcin del tipo de bloque en cuestin, tenindose para ello en consideracin los mismos criterios indicados en el apartado 2 de este mismo anexo, en funcin de que se trate de bloques divisibles, indivisibles o de tipo todo o nada.

ANEXO II
Algoritmo de asignacin de ofertas para la resolucin de desvos generacin-consumo

1. Caractersticas fundamentales del algoritmo de asignacin

Las caractersticas principales que presenta este algoritmo de asignacin de ofertas son las siguientes:

Proceso de asignacin nico en el que existen restricciones horizontales: de rampa y de energa total asignada.

Proceso de asignacin iterativo en el que se realizan diferentes aplicaciones del algoritmo hasta alcanzar una solucin vlida.

Se admiten bloques de oferta indivisibles y de tipo todo o nada. Estos ltimos son bloques que deben ser asignados completamente en todos los perodos de programacin. No obstante, en el primer y en el ltimo periodo de programacin para los que se convoca el mercado de gestin de desvos, todos los bloques indivisibles son considerados como divisibles.

Los bloques de oferta pueden incorporar condiciones de rampa mxima y de energa total asignada en el conjunto del horizonte del mercado.

Mercado marginalista en el que la liquidacin por la prestacin del servicio en cada perodo de programacin viene determinado por el precio de la ltima oferta asignada parcial o totalmente para cubrir los requerimientos en dicho perodo.

Se admite un margen en la asignacin de ofertas ( 10% de los requerimientos) de forma que se considera la asignacin vlida cuando se cubren los requerimientos publicados dentro del intervalo definido por este margen (90% <-> 110 % de los requerimientos publicados).

2. Descripcin del funcionamiento del algoritmo

El procedimiento utilizado en el proceso de asignacin de ofertas es el siguiente:

1. Hora a hora se colocan los bloques de oferta en orden creciente de precios (decreciente para requerimiento a bajar) hasta cubrir el requerimiento.

2. En cada hora se calcula la energa mxima que se puede asignar a cada bloque de forma que no se violen las restricciones de rampa y de energa total que pudieran presentar las ofertas.

3. A igualdad de precio, los bloques se ordenan segn el siguiente criterio:

Tienen preferencia los bloques divisibles sobre los indivisibles.

A igualdad de tipo (ambos divisibles o indivisibles), tiene preferencia el bloque que oferte una menor energa.

A igualdad de las condiciones anteriores, en el proceso de asignacin de ofertas, se dar prioridad a la no reduccin de la produccin (caso de asignacin de ofertas a bajar) o al incremento de la produccin (caso de asignacin de ofertas a subir) de las instalaciones que utilicen fuentes de energa renovable y, tras ellas, a las instalaciones de cogeneracin de alta eficiencia.

4. En caso de existir varios bloques de ofertas al mismo precio, en el lmite de cobertura, se prorratea la asignacin entre ellos si son divisibles.

S uno o varios de estos bloques fuese indivisible (bombeo), se da preferencia a la cobertura con los divisibles. S asignados estos es an necesaria la asignacin de algn bloque indivisible se proceder como sigue: Tienen preferencia los bloques indivisibles de menor tamao. S al colocar un bloque indivisible se sobrepasa el requerimiento en un valor menor al margen permitido, se asignar el bloque y se finalizar la asignacin.

S se sobrepasa este valor, se retirar el bloque. S una vez retirado el bloque, no se alcanza el requerimiento, pero se est dentro del margen de variacin admisible alrededor del requerimiento publicado, se considera finalizada la asignacin.

S lo anterior no se cumple, se contina con los bloques del precio siguiente, hasta completar la asignacin.

5. Una vez alcanzados los requerimientos en un periodo de programacin se pasa al siguiente hasta llegar al final del horizonte.

6. Una vez alcanzado el fin del horizonte se repite de nuevo el proceso de asignacin hacia atrs. Cuando se realiza la asignacin hacia atrs, en los bloques que presentan restricciones de rampa y/o energa total no se puede asignar ms energa de la que se asign en el proceso hacia delante.

7. Una vez alcanzado el primer perodo de programacin, se analiza si la solucin es vlida (no se viola ninguna restriccin). El proceso se repite hasta que se alcanza el nmero mximo de iteraciones o se alcanza una solucin vlida despus de cuatro iteraciones.

8. Cuando se ha alcanzado una solucin vlida se comprueba que todos los bloques de oferta de tipo todo o nada se han asignado completamente en todos los periodos de programacin. S hubiera varios bloques en esta situacin, se elimina el que sea ms costoso en su totalidad y se repite de nuevo todo el proceso.

P.O. 3.7 APLICACIN DE LIMITACIONES A LAS ENTREGAS DE PRODUCCIN DE ENERGA EN SITUACIONES NO RESOLUBLES CON LA APLICACIN DE LOS SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA

1. Objeto

Este procedimiento describe los flujos de informacin y los procesos necesarios para la aplicacin de limitaciones a las entregas de produccin, con el fin de garantizar la operacin segura del Sistema.

Toda la generacin del Sistema Elctrico Peninsular Espaol, incluida aqulla objeto de este procedimiento, est sujeta de forma general a lo dispuesto en los Procedimientos de Operacin y en particular en los procedimientos por los que se establece la programacin de la generacin, las restricciones tcnicas y la gestin de desvos.

El objeto de este procedimiento es establecer las medidas de operacin del sistema en su conjunto y de estas unidades de produccin en particular, de forma tal que se mantenga la operacin segura y estable del sistema, en situaciones donde el OS considere que la disponibilidad de potencia para regulacin terciaria disponible es insuficiente para asegurar el adecuado equilibrio entre la generacin y el consumo en el sistema o para solventar situaciones de riesgo en el sistema cuando no se cumplen los criterios de seguridad fijados en el Procedimiento de Operacin por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operacin del sistema elctrico.

2. mbito de aplicacin

Este procedimiento es de aplicacin a:

a) Red Elctrica en su condicin de Operador del Sistema (OS).

b) Empresas propietarias de unidades de produccin con obligacin de estar adscritas a un centro de control de generacin.

c) Centros de Control de las instalaciones de generacin.

d) El transportista nico y distribuidores que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.

e) Las empresas propietarias de instalaciones de la red de distribucin y los gestores de la red de distribucin correspondientes.

3. Aplicacin de limitaciones por razones de seguridad del sistema

El Operador del Sistema, en cumplimiento de lo establecido en el procedimiento de operacin por el que se establece la solucin de restricciones tcnicas y como resultado de los anlisis y la supervisin de la seguridad del sistema, aplicados en distintos horizontes temporales, puede identificar diferentes condiciones que supongan un riesgo cierto para la continuidad y calidad del suministro. En el mbito de las restricciones tcnicas descritas en el presente procedimiento, el Operador del Sistema dar las instrucciones oportunas de limitacin de las entregas de energa a las unidades objeto de este procedimiento, por medio de los respectivos Centros de Control. Estas instrucciones se impartirn slo en aquellos casos en los que no existan otros medios para evitar el riesgo identificado, actuando en tiempo real o con la antelacin suficiente, bien porque ya se haya actuado sobre la generacin y el consumo de bombeo, mediante la utilizacin del servicio de regulacin terciaria y por motivos de seguridad considere que no debe utilizar ms ese servicio para solventar el problema. El Operador del Sistema identificar las producciones mximas admisibles por nudo de la Red de Transporte o las admisibles en el conjunto del sistema elctrico, segn sea el caso concreto identificado.

En los casos de identificacin de restricciones tcnicas en un elemento de la red de distribucin, siempre que el gestor de la red de distribucin as lo solicite, el operador del sistema pondr a disposicin del gestor de esta red, las instrucciones impartidas al Centro de Control correspondiente.

En los Centros de Control se deber disponer de registros de las consignas de limitacin de programa comunicadas por el operador del sistema y por el correspondiente Centro de Control, as como del seguimiento, cumplimiento de estas instrucciones y volumen de las reducciones de produccin, para que esta informacin pueda ser utilizada para la resolucin de posibles conflictos.

3.1 Limitaciones de produccin.

El Operador del Sistema informar a los Centros de Control afectados de la mxima produccin que cada una de las unidades de produccin bajo su control puede entregar de forma que no se supere la mxima produccin admisible en cada uno de los nudos de la Red de Transporte o en el sistema elctrico peninsular espaol en su conjunto. El reparto de dicha produccin mxima se realizar, a igualdad de coste, atendiendo al orden de reduccin determinado en el procedimiento de operacin por el que se establece la solucin de restricciones tcnicas, entre unidades de la misma prioridad de despacho, de forma proporcional a la potencia programada o a la produccin de la unidad al inicio de la restriccin, segn sea el mbito temporal en el que tenga lugar la aplicacin de la limitacin de produccin. El nuevo valor de produccin limitado debe ser alcanzado en un plazo mximo de 15 minutos una vez recibida la instruccin de limitacin de las entregas de energa.

En el caso de que a una instalacin trmica, con acta de puesta en servicio previa a la publicacin en el BOE de este procedimiento de operacin, no le sea posible tcnicamente reducir su produccin hasta el valor de la limitacin de entrega que le haya solicitado el OS, en un plazo mximo de 15 minutos, el Centro de Control al que se encuentre adscrita la unidad informar al Operador del Sistema de los valores de rampa de subida mxima y de rampa de bajada mxima tcnicamente admisibles para la unidad de produccin. Estos valores de rampa sern comprobados por el Operador del Sistema utilizando el histrico de programas de entrega de energa de la unidad de produccin y podrn ser invalidados por el Operador del Sistema en caso de detectar de forma reiterada variaciones en dichos programas incompatibles con los valores de rampa declarados. Una vez validados, el Operador del Sistema se considerar dichos valores para la verificacin del cumplimiento de las instrucciones de produccin mxima.

Alternativamente a la metodologa descrita, cada Centro de Control podr realizar, a igualdad de coste, otro reparto interno de la limitacin de entregas de produccin solicitada por el OS, entre aquellas unidades de produccin del mismo subgrupo del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio o normativa que lo sustituya, siempre que se asegure un efecto equivalente, o ms favorable, en la resolucin de la restriccin tcnica de que se trate, sobre las redes de transporte, distribucin o sobre el sistema en su conjunto, de acuerdo con lo establecido en el punto 3.2 de este procedimiento de operacin. En cualquier caso, el Operador del Sistema pondr a disposicin de cada Centro de Control, la informacin relativa a las entregas de energa de cada unidad de produccin bajo la responsabilidad de dicho Centro de Control que se ha considerado para llegar a la produccin mxima en conjunto.

En el caso de que un Centro de Control realice un reparto interno diferente al enviado por el Operador del Sistema tras recibir una instruccin de limitacin de las entregas, el Operador del Sistema deber recibir de dicho Centro de Control, antes de la 1.00 horas del da siguiente, la potencia asignada a cada unidad de produccin en cada periodo horario para que esta informacin pueda ser tenida en consideracin, 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 l enviado. El Operador del Sistema deber comunicar a los Centros de Control el formato y las condiciones de dicho envo.

S las condiciones de operacin permiten levantar parcialmente la limitacin, el orden de levantamiento de dicha limitacin ser el inverso al empleado para establecer la limitacin.

3.2 Motivos de reduccin de la produccin.

Dependiendo de la restriccin tcnica identificada por el Operador del Sistema se pueden distinguir los siguientes casos:

3.2.1 Congestin en la evacuacin de generacin.

Se entiende por congestin la identificacin de sobrecargas inadmisibles, de acuerdo con los criterios de seguridad, en elementos de la Red de Transporte y/o de la Red de Distribucin, debido a, por ejemplo, un exceso de produccin en una zona respecto a la capacidad de evacuacin de la misma, as como a la imposibilidad parcial o total de evacuacin por indisponibilidad de las instalaciones que permiten dicha evacuacin. La aplicacin de las limitaciones de entregas de produccin para la solucin de dicha congestin se realizar segn lo determinado en el procedimiento de operacin por el que se establece la solucin de restricciones tcnicas, sin ninguna consideracin adicional.

Cuando el gestor de la Red de Distribucin de una zona detecte en el proceso de programacin o bien en tiempo real un problema de congestin en la red bajo su responsabilidad, que no sea posible resolver por un medio diferente a la limitacin de la produccin de unidades objeto de este procedimiento, de acuerdo con lo determinado en el procedimiento de operacin por el que se establece la solucin de restricciones tcnicas, lo comunicar al Operador del Sistema, dejando constancia escrita mediante fax o correo electrnico del incumplimiento de las condiciones de seguridad identificadas, y las causas a las que es debido, as como la potencia mxima de cada una de las unidades de produccin o del conjunto de unidades de produccin agregadas afectadas por la modificacin identificando unvocamente cules son las unidades de produccin a las que aplica dicha limitacin. El Operador del Sistema proceder a ordenar la aplicacin de limitaciones de las entregas de energa a los correspondientes Centros de Control, pudiendo, bajo peticin, distribuir la solicitud realizada por el Distribuidor entre los Centros de Control afectados.

Cada Centro de Control podr realizar otro reparto interno de la generacin entre unidades que estn asociadas al mismo nudo de la Red de Transporte y/o de la Red de Distribucin y que presenten la misma sensibilidad a la congestin detectada. Dicho reparto deber respetar el orden de prioridad establecido en el artculo 6 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio y deber ser autorizado por el Operador del Sistema previamente a que sea aplicado.

3.2.2 Estabilidad.

A los efectos de las limitaciones de produccin orientadas a evitar o limitar repercusiones derivadas de problemas de estabilidad transitoria en el sistema, se considerarn las perturbaciones definidas en el P.O.1.1. Dichas perturbaciones sern despejadas en un tiempo igual o inferior a 100 ms, no obstante, en las circunstancias que las que el sistema lo requiera, de acuerdo con la normativa vigente, el Operador del Sistema podr postular tiempos de despeje de 250 ms. Adicionalmente, podran detectarse situaciones no admisibles asociadas a valores de inercia mnima o de estabilidad de pequea seal.

El Operador del Sistema evaluar con antelacin suficiente y en tiempo real, con desagregacin por nudo de la Red de Transporte, la mxima entrega de energa en dicho nudo que se puede integrar en el sistema sin comprometer su seguridad, atendiendo a prdidas instantneas de generacin provocadas por huecos de tensin u otros motivos relacionados con la estabilidad transitoria. Para ello, tendr en cuenta el comportamiento frente a perturbaciones de cada una de las unidades de produccin, considerando los requisitos tcnicos establecidos en los Procedimientos de Operacin 12.2 y 12.3, con objeto de minimizar la modificacin de generacin necesaria, aplicando las limitaciones de entrega de produccin, a igualdad de coste, en primer lugar a las instalaciones ms sensibles a los huecos de tensin o que presenten un comportamiento ante perturbaciones menos favorable para el sistema en su conjunto.

Cada Centro de Control, a igualdad de coste, podr realizar otro reparto interno de la generacin entre unidades que estn asociadas al mismo nudo de la Red de Transporte y que presenten el mismo comportamiento frente a perturbaciones. Dicho reparto de las limitaciones de entregas de produccin deber respetar el orden de prioridad establecido en el artculo 6 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio y deber ser autorizado por el Operador del Sistema previamente a que sea aplicado.

3.2.3 Excedentes de generacin no integrables en el Sistema.

En determinadas circunstancias en las que se presente una demanda inferior a la programada y/o una produccin de las unidades objeto de este procedimiento superior a la programada, el Operador del Sistema podr precisar aplicar limitaciones de entregas de produccin de la generacin objeto del presente procedimiento una vez considere que el volumen de las ofertas de energa a bajar disponibles y sin utilizar para el servicio de regulacin terciaria sea el mnimo imprescindible para mantener la seguridad del sistema. El mbito de aplicacin ser el del conjunto del Sistema.

Cada Centro de Control podr realizar otro reparto interno de la generacin entre unidades de generacin respetando, a igualdad de coste para el sistema, el orden de prioridad de despacho establecido en el artculo 6 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Para cada Centro de Control, la posibilidad de aplicar dicho reparto debe ser autorizado por el Operador del Sistema previamente a que comience por primera vez a aplicarse.

3.2.4 Pruebas de control de produccin.

Con objeto de verificar la capacidad de los Centros de Control y de las unidades de produccin para recibir rdenes de reduccin de su produccin, el Operador del Sistema podr comprobar, en cualquier momento, el seguimiento de consignas de dichos centros de control.

4. Mecanismo excepcional de resolucin

En el caso de que, ante situaciones de emergencia o por razones de urgencia, causadas por fuerza mayor o por otra ndole no prevista ni controlable, no sea posible resolver las restricciones mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, el OS podr adoptar las decisiones de programacin que considere oportunas, justificando sus actuaciones a posteriori ante los agentes afectados y la CNMC, sin perjuicio de la retribucin econmica de las mismas que sea de aplicacin en cada caso.

P.O. 3.8 PARTICIPACIN DE LAS INSTALACIONES DE PRODUCCIN DURANTE LA FASE D E PRUE BAS PREOPERACIONALES DE FUNCIONAMIENTO

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer los requerimientos especficos y la forma de participacin de las instalaciones de produccin de energa elctrica en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento en los procesos gestionados por el Operador del Sistema.

En concreto, este procedimiento hace referencia a la participacin de las citadas instalaciones de produccin en los siguientes procesos gestionados por el Operador del Sistema:

a) Solucin de restricciones tcnicas en los programas resultantes de los mercados diario e intradiario, y en la operacin en tiempo real.

b) Servicios de regulacin frecuencia-potencia y de control de tensin de la red de transporte.

c) Gestin de desvos generacin-consumo.

2. mbito de aplicacin

Este procedimiento aplica al Operador del Sistema (OS), al Operador del Mercado (OM) y a los sujetos del mercado,asociados a todas las instalaciones de produccin que estn en fase de pruebas de funcionamiento previas a su operacin comercial con punto de conexin a la red de transporte, y de aquellas otras que estando conectadas a la red de distribucin tengan una potencia neta registrada superior a 50 MW.

3. Definiciones

Fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento:

Se considera que una instalacin de produccin est en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento durante el periodo de tiempo que transcurre desde la fecha en la que la instalacin obtiene la inscripcin previa en el Registro Administrativo de Instalaciones de Produccin de Energa Elctrica (RAIPEE) por parte del rgano competente, disponiendo la instalacin del Acta de Puesta en Servicio para pruebas o Autorizacin de explotacin provisional para pruebas, segn resulte de aplicacin, emitida por el rgano Administrativo competente, y la fecha de inscripcin definitiva de dicha instalacin en el Registro Administrativo de Instalaciones de Produccin de Energa Elctrica (RAIPEE).

Dentro del trmino de pruebas preoperacionales de funcionamiento se consideran todas las pruebas previas a la operacin comercial del grupo, incluidas, entre otras, tanto aquellas pruebas que representen una entrega de energa a la red, como aquellas otras que estn directamente asociadas al funcionamiento de la instalacin en unas determinadas condiciones de generacin/absorcin de potencia reactiva.

4. Requerimientos previos a la ejecucin de las pruebas preoperacionales de funcionamiento

4.1 Autorizacin de pruebas: Todas las pruebas preoperacionales de funcionamiento que lleven asociada la conexin de la instalacin de produccin a la red de transporte, o bien a la red de distribucin cuando su potencia neta registrada es superior a 50 MW, y con independencia de que den lugar o no a entregas de energa al sistema elctrico, debern ser previamente autorizadas por el OS.

Para ello, el sujeto del mercado asociado a la instalacin deber facilitar al OS informacin detallada del plan de pruebas previsto, en los plazos y forma indicados en el apartado 5 de este procedimiento. En los casos en los que la instalacin de produccin est conectada a la red de distribucin, el sujeto del mercado asociado a la instalacin deber aportar adems la conformidad del correspondiente distribuidor para la realizacin de estas pruebas.

4.2 Requisitos generales previos: Como paso previo para la autorizacin de las pruebas preoperacionales de funcionamiento, el OS verificar el cumplimiento de los siguientes requisitos:

1. Documentacin disponible que acredite la inscripcin previa en el Registro Administrativo de Instalaciones de Produccin de Energa Elctrica (RAIPEE) por parte del rgano competente, incluyendo Acta de Puesta en Servicio para pruebas o Autorizacin de explotacin provisional para pruebas, segn resulte de aplicacin, emitida por el rgano Administrativo competente.

2. En el caso de instalaciones conectadas a la red de distribucin:

a) Cumplimiento de todos los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de Puntos de Medida del sistema elctrico relativos a las caractersticas de la instalacin de medida, verificacin de los equipos de medida, alta en el Concentrador Principal y recepcin de las medidas del correspondiente punto frontera en el sistema de medidas elctricas SIMEL, de acuerdo a los procedimientos de operacin vigentes, con detalle, en su caso, del Cdigo de la Instalacin de produccin a efectos de Liquidacin (CIL).

b) Disponibilidad en el sistema de control de energa del OS de las telemedidas en tiempo real de la instalacin requeridas en los procedimientos de operacin.

c) Verificacin de la integracin de la instalacin en un centro de control, habilitado por el OS, que acte como interlocutor con el OS para la operacin en tiempo real, segn se establece en los procedimientos de operacin

d) Disponibilidad en la base de datos del OS de toda la informacin estructural de la instalacin requerida en esta fase previa a la operacin comercial, con arreglo a lo dispuesto en los correspondientes procedimientos de operacin.

e) Certificacin del distribuidor en cuya red evacue la instalacin, del cumplimiento de los procedimientos de acceso y conexin a la Red de Distribucin.

3. En el caso de instalaciones conectadas a la red de transporte:

a) Cumplimiento de los procedimientos de acceso y conexin a la red de transporte establecidos en la normativa vigente, debiendo disponer la instalacin de produccin de la autorizacin definitiva de conexin a la red de transporte en el Informe de Verificacin de Condiciones Tcnicas de Conexin (IVCTC) emitido por el OS, debiendo cumplir as, entre otros, los siguientes requisitos:

• Haber suscrito el contrato tcnico de acceso con el transportista propietario del punto de conexin a la red de transporte, de acuerdo con la normativa vigente.

• Cumplimiento de todos los requerimientos establecidos en los anteriores apartados 2.a), 2.b), 2.c) y 2.d).

4. Verificacin del alta de la correspondiente unidad de venta de energa.

5. Verificacin de los requerimientos generales previos y comunicacin de su cumplimiento:

Una vez cumplidos los requisitos generales previos indicados en el apartado anterior, el sujeto del mercado asociado a la instalacin de produccin dirigir al OS la solicitud de autorizacin de pruebas preoperacionales de funcionamiento.

El OS verificar el cumplimiento de dichos requisitos y comunicar el cumplimiento o incumplimiento de dichos requisitos.

En caso de cumplimiento, el OS emitir la correspondiente autorizacin de pruebas preoperacionales de funcionamiento.

En el caso de que la instalacin de produccin est conectada a la red de distribucin, el OS informar al distribuidor correspondiente de la autorizacin para la realizacin de las pruebas preoperacionales de funcionamiento en dicha instalacin.

5. Comunicacin del plan de pruebas y de las entregas de energa previstas

5.1 Comunicacin semanal del plan de pruebas previsto: Con independencia de que la instalacin participe o no directamente en el mercado para gestionar sus entregas de energa durante la fase de pruebas preoperacionales, el sujeto del mercado asociado a la instalacin de produccin deber facilitar al OS, y tambin al distribuidor, cuando la instalacin est conectada a la Red de Distribucin, con carcter semanal, antes de la hora de cierre de Mercado Diario de cada viernes y para el horizonte que abarca toda la semana siguiente (de sbado a viernes, inclusive), la siguiente informacin correspondiente al plan de pruebas previsto para dicha semana.

Programa previsto para la ejecucin de las pruebas preoperacionales de funcionamiento, en el que se detalle:

a) Fecha y hora prevista de inicio de cada prueba.

b) Informacin general sobre el tipo de pruebas que est previsto realizar.

c) Programa de pruebas: energa prevista en cada periodo horario de programacin.

d) Fecha y hora prevista de finalizacin de cada prueba

e) Consecuencias que se derivaran de un posible requerimiento de modificacin del programa de pruebas previsto, para la solucin de restricciones tcnicas, sobre el propio programa de pruebas y su incidencia en la fecha prevista de inicio de la operacin comercial del grupo.

El sujeto del mercado asociado a la instalacin de produccin deber comunicar al OS, a la mayor brevedad posible, todas aquellas modificaciones que afecten al plan semanal de pruebas previamente comunicado.

5.2 Actualizacin de las previsiones de entrega de energa y comunicacin de desvos sobre programa: El sujeto del mercado asociado a la instalacin de produccin en fase de pruebas preoperacionales deber facilitar al OS, antes de la hora lmite establecida para la publicacin del PDBF de acuerdo con el procedimiento de operacin por el que se establece la programacin de la generacin del da D-1, con independencia de que haya gestionado o no sus programas de entrega de energa en el mercado diario, informacin actualizada de las previsiones horarias de entrega de energa a la red para el da D, correspondientes a las pruebas de funcionamiento que tenga previsto realizar la instalacin.

Asimismo, deber comunicar al OS los das D-1 y D, con la mayor antelacin posible, informacin actualizada de las previsiones de entregas de energa a la red, en todos aquellos casos en los que la nueva previsin de energa horaria represente una variacin mayor de 30 MWh, respecto al valor de la energa horaria previamente comunicada para dicha unidad.

En los casos en los que los programas de entrega de energa sean gestionados directamente en el mercado de produccin espaol, el sujeto del mercado asociado a la instalacin deber comunicar al OS, de forma inmediata, cualquier desvo de produccin respecto al programa que represente o vaya a representar una variacin superior a 30 MWh con respecto al valor del programa horario previsto con anterioridad para la unidad, debiendo explicitar adems el sujeto del mercado asociado a la correspondiente unidad de venta de energa, la duracin prevista para este desvo.

Estas comunicaciones de desvo respecto a programa facilitadas al OS por el sujeto del mercado asociado a la instalacin, darn lugar a redespachos de desvo comunicado aplicable sobre las correspondientes unidades de venta de energa, desvos que sern gestionados de igual forma que los desvos comunicados para las unidades de venta de energa correspondientes a instalaciones de produccin en operacin comercial.

5.3 Medios para la comunicacin de esta informacin: La comunicacin entre el Operador del Sistema, el Operador del Mercado y los sujetos del mercado asociados a unidades de venta de energa correspondientes a instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento, se efectuar a travs de los medios y con la estructura establecida en las versiones vigentes del procedimiento establecido para los intercambios de informacin del OS con los sujetos del mercado y el procedimiento conjunto acordado entre el OS y el OM, de acuerdo con lo recogido en el procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin.

6. Comunicacin de indisponibilidades

Todas las instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento, una vez que hayan finalizado satisfactoriamente las pruebas de funcionamiento continuo a plena carga durante 100 horas, debern comunicar al OS todas aquellas indisponibilidades de potencia activa y/o de potencia reactiva que afecten o puedan afectar a su capacidad de generacin, con el fin de que el OS pueda conocer en todo momento los medios de produccin y reservas de potencia disponibles.

7. Participacin de las instalaciones de produccin durante la fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento en los procesos de operacin del sistema

7.1 Proceso de solucin de restricciones tcnicas.

7.1.1 Solucin de restricciones tcnicas del programa base de funcionamiento (PDBF)

a) Presentacin de ofertas:

Las instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento podrn presentar ofertas especficas para la resolucin de las restricciones tcnicas mediante el incremento y/o la reduccin de su programa de produccin.

b) Participacin en la Fase 1: Modificacin del programa PDBF por criterios de seguridad.

En esta Fase 1, para la resolucin de las restricciones tcnicas identificadas en el PDBF, el OS podr aplicar limitaciones de produccin mnima, de acuerdo con el procedimiento de operacin de restricciones tcnicas, sobre el programa de produccin de aquellas instalaciones en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento que hayan presentado oferta de restricciones de venta de energa, que representen un aumento de la energa programada en el PDBF para dicha unidad.

S en esta Fase 1 del proceso de solucin de restricciones tcnicas del PDBF, resultase necesario reducir produccin para la solucin de las restricciones identificadas, estas modificaciones no afectarn al programa de produccin, o a la previsin de entregas de energa comunicada para los grupos que estn realizando pruebas preoperacionales de funcionamiento, siempre y cuando existan otros medios para resolver las restricciones tcnicas identificadas.

En caso de que no se disponga de otros medios para la solucin de las restricciones tcnicas del PDBF, por razones de seguridad del sistema el OS proceder a solicitar, en primer lugar, la reduccin de la produccin de aquellas instalaciones en fase de pruebas preoperacionales que hayan comunicado nicamente previsiones de entregas de energa, y no programas especficos de produccin establecidos mediante participacin en el mercado de produccin y/o contratacin bilateral. Cuando la anterior reduccin de produccin no sea suficiente, el OS proceder a aplicar tambin limitaciones de produccin mxima sobre los programas de produccin de las instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales que hayan presentado una oferta de restricciones para la reduccin de su programa, y por ltimo, sobre los programas de produccin de las instalaciones en fase de pruebas preoperacionales que no hayan presentado dicha oferta, si bien, en ambos casos, estas limitaciones no generarn redespachos de energa, salvo en tiempo real, en caso de mantenerse aplicadas estas limitaciones de seguridad por persistir las condiciones desfavorables.

Para la aplicacin de estas limitaciones de produccin mxima, en caso de verse afectado ms de un grupo en fase de pruebas preoperacionales con programa de produccin que haya presentado una oferta especfica de restricciones para la reduccin de su programa de produccin, el OS tendr en cuenta el orden de mrito de las ofertas de compra de energa presentadas para la solucin de restricciones tcnicas. Cuando coincidan varias ofertas al mismo precio o ms de un grupo en fase de pruebas preoperacionales que no haya presentado oferta, el OS tendr en cuenta la fase concreta de pruebas en la que se encuentre cada uno de estos grupos y los planes de pruebas comunicados, al objeto de aplicar aquella solucin de restricciones que lleve asociado la menor perturbacin posible de los programas de pruebas comunicados para estos grupos.

c) Participacin en la Fase 2: Reequilibrio de produccin y demanda. En esta Fase 2 participarn aquellas instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento que hayan presentado oferta de restricciones tcnicas, conforme al procedimiento de operacin de restricciones tcnicas.

7.1.2 Solucin de restricciones tcnicas en el mercado intradiario: Las instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento no participarn en el proceso de solucin de restricciones tcnicas del mercado intradiario, salvo en el caso de que generen restricciones y se haya verificado previamente que dicha restriccin no puede ser resuelta mediante la retirada de otras ofertas presentadas a la misma sesin, ni tampoco mediante la modificacin posterior del programa de otras unidades de produccin en aplicacin del mecanismo de solucin de restricciones en tiempo real. En esa situacin se proceder a la retirada parcial, o total segn sea necesario, de las ofertas correspondientes a la instalacin de produccin en fase de pruebas preoperacionales presentadas a la correspondiente sesin del mercado intradiario y que generen restricciones.

En el caso de que en la solucin de la restriccin pueda participar ms de un grupo en fase de pruebas preoperacionales, se resolver la restriccin en base al orden de precedencia econmica de las ofertas casadas en dicha sesin del MI.

Las instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento, no participarn en el proceso de reequilibrio generacin-demanda posterior a la resolucin de las restricciones tcnicas de la correspondiente sesin del MI.

7.1.3 Solucin de restricciones tcnicas en tiempo real: En caso de que, ante situaciones de emergencia o por razones de urgencia, no existan recursos de generacin disponibles en el sistema para resolver las restricciones tcnicas identificadas, el OS podr solicitar a las instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento, el incremento o la reduccin de su programa de produccin, utilizando para ello las ofertas especficas de restricciones presentadas por dichas instalaciones y, en su defecto, en aplicacin del mecanismo excepcional de resolucin establecido en los procedimientos de operacin.

Para la aplicacin de este mecanismo, en caso de verse afectado ms de un grupo en fase de pruebas preoperacionales, el OS tendr en cuenta las ofertas de restricciones que hayan sido presentadas para dichas instalaciones y el orden de mrito de las mismas, y en su defecto o cuando coincidan ms de una oferta al mismo precio, la fase concreta de pruebas en que se encuentre cada uno de estos grupos y los planes de pruebas comunicados, al objeto de aplicar aquella solucin que lleve asociada la menor perturbacin posible de los programas de pruebas comunicados para estos grupos.

En caso de que puedan participar varias instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento y no hayan presentado todas una oferta especfica de restricciones, el OS proceder a modificar prioritariamente los programas de produccin de aquellas instalaciones que hayan presentado la correspondiente oferta de restricciones.

7.2 Prestacin de servicios de balance y participacin en el proceso de gestin de desvos generacin-consumo: Las instalaciones de produccin en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento no podrn participar en los servicios de regulacin primaria, secundaria y terciaria, control de tensin de la Red de Transporte y, gestin de desvos generacin-consumo, hasta su inscripcin definitiva en el RAIPEE.

Los grupos en pruebas preoperacionales no podrn integrarse en una zona de regulacin secundaria antes de estar inscritos con carcter definitivo en el RAIPPE.

Durante la operacin en tiempo real, por razones de seguridad del sistema, y como ltimo recurso cuando no se disponga de otros medios, el OS podr, en aplicacin del mecanismo excepcional de resolucin, utilizar la reserva de regulacin terciaria disponible en los grupos en pruebas preoperacionales y requerir la participacin de estas instalaciones de produccin en la resolucin de los desvos generacin-consumo. Asimismo, el OS podr requerir en estas condiciones su participacin en el servicio de control de tensin de la Red de Transporte, siempre y cuando la instalacin de produccin se encuentre en condiciones tcnicas de poder contribuir a la regulacin de tensin.

P.O. 7.2 REGULACIN SECUNDARIA

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es reglamentar el servicio de regulacin secundaria del sistema elctrico peninsular espaol. En el mismo se establecen los criterios relativos a los siguientes aspectos:

Provisin del servicio.

Asignacin de la prestacin.

Control y medida de la prestacin del servicio.

Criterios de liquidacin econmica del servicio.

En este procedimiento se incluyen tambin los criterios tcnicos referentes al sistema de Regulacin Compartida Peninsular (RCP) y a las zonas de regulacin secundaria, mediante los cuales se provee este servicio.

2. mbito de aplicacin

Este procedimiento es de aplicacin al Operador del Sistema (OS) y a las instalaciones de produccin as como a los sujetos responsables de zonas de regulacin.

3. Definiciones

3.1 Servicio de Regulacin Secundaria. El Servicio de Regulacin Secundaria es un servicio del sistema de carcter potestativo gestionado por mecanismos de mercado.

Los objetivos del servicio de regulacin secundaria son:

Anular los desvos en cada instante respecto a los programas de intercambio.

Mantenimiento de la frecuencia del sistema en su valor de referencia.

El servicio de regulacin secundaria es prestado por las zonas de regulacin (tambin denominadas zonas de control) en respuesta a los requerimientos del regulador maestro del OS. A este regulador maestro se le conoce con las siglas RCP (Regulacin Compartida Peninsular).

3.2 Sistema de regulacin compartida peninsular (R.C.P.).–La R.C.P. (Regulacin Compartida Peninsular) es el sistema de control que funciona como regulador maestro de la regulacin secundaria del sistema.

Por motivos de seguridad, el sistema est duplicado: el OS dispone de un regulador maestro principal en el Centro de Control Elctrico (CECOEL), existiendo un sistema de respaldo de la regulacin secundaria localizado en el Centro de Control de Respaldo (CECORE).

3.3 Zona de regulacin. Una zona de regulacin es una agrupacin de unidades de produccin que, en conjunto, tiene capacidad de regular en respuesta a las rdenes de un sistema de Control Automtico de Generacin (AGC) cumpliendo con los requisitos establecidos y permitiendo su evaluacin desde un sistema de control de energa en tiempo real.

Las zonas de regulacin estn constituidas por unidades, previamente habilitadas por el OS y que responden a las seales de control enviadas por el correspondiente AGC y por unidades no habilitadas para la participacin activa en el servicio de regulacin secundaria. En el anexo III, Reglamento de la Regulacin Secundaria, se describe la respuesta dinmica exigida a las zonas de regulacin.

3.4 Reserva de regulacin secundaria. La reserva de regulacin secundaria a subir/bajar es el valor mximo de variacin de potencia en que es posible modificar la generacin del conjunto de unidades de produccin en control en el sentido correspondiente y con la velocidad establecida, en respuesta a los requerimientos del sistema de control.

3.5 Energa efectiva neta de regulacin secundaria. La energa efectiva neta de regulacin secundaria realizada en un periodo de programacin, es el desvo en energa respecto a sus programas del conjunto de unidades de produccin integradas en el lazo de control del correspondiente AGC debido al seguimiento de los requerimientos de la regulacin secundaria.

No se considerar como energa efectiva neta de regulacin secundaria los desvos en unidades de produccin de una zona de regulacin que no estn directamente ligados con los cambios de generacin requeridos por el AGC.

Cuando el signo de dicha energa neta en un perodo de programacin resulte positivo, se denomina energa de regulacin secundaria a subir, y en caso de resultar de signo negativo, energa de regulacin secundaria a bajar.

4. Proveedores del servicio

Los proveedores del servicio de regulacin secundaria son las zonas de regulacin.

4.1 Constitucin y modificacin de las zonas de regulacin.

Tanto la constitucin como cualquier modificacin que afecte a la composicin de una zona de regulacin, debe ser previamente autorizada por el OS.

En concreto, es necesaria la autorizacin por parte del OS en los siguientes casos:

• Constitucin de una nueva zona de regulacin.

• Modificacin de la composicin de una zona de regulacin existente.

• Inclusin/exclusin de una unidad de programacin sin participacin activa en la prestacin del servicio.

• Modificacin de las unidades fsicas que componen una unidad de programacin incluida en zona de regulacin.

• Habilitacin de una nueva unidad fsica o agregacin de unidades fsicas para la participacin activa en la regulacin dentro de una zona.

Para la autorizacin de constitucin o modificacin de una zona de regulacin deben cumplirse los requisitos incluidos en el anexo I.

La condicin de habilitacin de una zona de regulacin quedar sin efectos en el caso de que ninguna de las unidades de produccin integradas en dicha zona tenga capacidad tcnica reconocida para la prestacin activa del servicio de regulacin secundaria.

4.2 Inclusin de unidades fsicas de produccin en una zona de regulacin.

Para la inclusin de unidades fsicas de produccin en una zona de regulacin se debern cumplir los requisitos establecidos en el anexo I.

4.3 Habilitacin de unidades para presentacin de ofertas y participacin activa en la regulacin.

Dentro del conjunto de unidades de programacin de generacin integradas en una zona de regulacin, nicamente podrn ofertar este servicio y responder a las consignas enviadas por el AGC aquellas unidades aptas para participar en los servicios de ajuste del sistema, de acuerdo con los criterios de aptitud establecidos mediante Resolucin de la Secretara de Estado de Energa y habilitadas para ello por el OS, mediante la superacin de las pruebas para la participacin en el servicio de regulacin secundaria aprobadas mediante Resolucin de la Secretara de Estado de Energa.

Para la aceptacin de ofertas y consideracin a todos los efectos de la participacin en la regulacin secundaria de una unidad de produccin, el responsable de la zona de regulacin deber contar con la autorizacin expresa del OS.

El OS informar de forma detallada al titular de la unidad de programacin de la falta de capacidad tcnica para la prestacin del servicio de su unidad, del incumplimiento de forma reiterada de los requisitos exigidos, de la inadecuada calidad del servicio prestado y/o de la no remisin de la informacin de cambios o modificaciones que puedan afectar a la prestacin de este servicio, concediendo un plazo para introducir las mejoras necesarias. S no se introdujeran las mejoras indicadas, el OS podr retirar cualquiera de las habilitaciones previamente concedidas.

4.4 Informacin a suministrar al Operador del Sistema.

Las zonas de regulacin y las unidades de produccin que deseen participar en la prestacin del servicio de regulacin secundaria dentro de una zona, debern suministrar al OS toda la informacin requerida por el procedimiento de operacin 9, por el que se establece la informacin intercambiada, para permitir el adecuado funcionamiento de la regulacin secundaria del sistema.

El OS mantendr actualizada una relacin de las zonas de regulacin autorizadas para la prestacin del servicio de regulacin secundaria, indicndose para cada una de ellas, las unidades de produccin integradas en la misma (lista de unidades de programacin de generacin y unidades fsicas que las componen). En esta relacin se identificarn las unidades de produccin habilitadas para la prestacin de este servicio.

Esta informacin ser facilitada a los responsables de cada una de las zonas de regulacin habilitadas, y a otros sujetos del sistema elctrico con el debido respeto de las condiciones de confidencialidad de informacin vigentes. Cualquier modificacin que afecte a la composicin de las zonas de regulacin ser comunicada al responsable de la zona de regulacin en cuestin.

4.5 Transferencia del control al sistema de respaldo.

En situaciones que imposibiliten la correcta ejecucin del programa desde el sistema principal de regulacin secundaria, el OS proceder a transferir su control al sistema de respaldo a la mayor brevedad posible. Este hecho ser comunicado por el OS a las empresas responsables de las zonas de regulacin.

El paso desde el regulador maestro hasta el sistema de respaldo, y viceversa, obligar a las empresas responsables de las diferentes zonas de regulacin, a conmutar el canal de comunicaciones de recepcin de seales al sistema que en ese momento gestione el servicio.

5. Funciones del Operador del Sistema relativas al servicio de regulacin secundaria

Las funciones del OS asociadas al servicio de regulacin secundaria son:

• Autorizar la constitucin y modificacin de zonas de regulacin.

• Habilitar a las unidades de produccin para participar activamente en la prestacin del servicio.

• Determinar y comunicar diariamente a los sujetos del mercado la reserva global requerida en el sistema para cada periodo de programacin del da siguiente.

• Establecer la relacin de reserva a subir y bajar requerida para las zonas de regulacin y el valor mximo y mnimo de la banda de regulacin admisible en cada oferta con arreglo a lo previsto en los procedimientos por los que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema.

• Gestionar el mercado de banda de regulacin secundaria.

Como responsable del sistema maestro de control (RCP):

• Evaluar en tiempo real el requerimiento de regulacin y establecer el reparto entre las zonas de regulacin.

• Llevar a cabo el seguimiento de la respuesta de las zonas de regulacin.

• Transferir el sistema de regulacin secundaria al sistema de respaldo, y viceversa, cuando as sea necesario, e informar puntualmente de este hecho a los responsables de las zonas de regulacin.

• Calcular los trminos establecidos para la retribucin y asignacin de costes por la prestacin del servicio de regulacin.

• Garantizar el buen funcionamiento del sistema de regulacin y su adecuacin a los requerimientos del sistema elctrico.

6. Presentacin de las ofertas y asignacin del servicio

6.1 Presentacin de ofertas. Los sujetos del mercado responsables de zonas de regulacin podrn presentar, para las unidades de programacin de generacin habilitadas (estando constituida cada una por una o ms unidades de produccin habilitadas para la prestacin del servicio) incluidas en su zona de regulacin, ofertas de banda de potencia de regulacin secundaria, en MW, con su precio correspondiente, en €/MW, para cada uno de los perodos de programacin del da siguiente.

Las ofertas debern respetar los precios mximos que, en su caso, puedan ser establecidos por la normativa de aplicacin.

Estas ofertas debern contener la informacin que aparece detallada en el anexo II del presente procedimiento.

El sujeto responsable de cada zona de regulacin podr presentar as para cada unidad de programacin habilitada incluida en su zona una oferta de banda de potencia de regulacin secundaria compuesta de diferentes bloques, pudiendo ser slo uno de ellos indivisible. Estos bloques podrn ser aceptados de forma independiente, siendo el resultado de la asignacin a cada unidad de programacin el conjunto de todos los bloques aceptados para la misma.

La relacin entre la reserva a subir y a bajar de una oferta podr ser distinta de la establecida por el OS de forma global para el conjunto del sistema y para cada zona de regulacin.

6.2 Criterios de asignacin. El OS asignar aquellas ofertas que, en conjunto, representen un menor sobrecoste total.

Para la asignacin de ofertas se tendrn en cuenta los siguientes criterios:

Cada zona de regulacin deber cumplir la relacin establecida entre la reserva a subir y a bajar para el conjunto del sistema.

Para la valoracin de una oferta se tendr en cuenta el precio de oferta de la banda de potencia.

En caso de igualdad de precio de varias ofertas, se realizar un reparto proporcional de la reserva asignada, en funcin de la banda ofertada en cada una de ellas.

S la asignacin de una oferta de regulacin secundaria con su redespacho asociado, en su caso, crease una restriccin tcnica en el sistema, no se considerar en el proceso de asignacin.

La suma total de las bandas de potencia asignadas deber estar comprendida en un intervalo de +/- 10% en torno a la banda de regulacin total requerida.

La asignacin a cada zona de regulacin ser la suma de las asignaciones realizadas a las unidades de programacin de generacin integradas en la correspondiente zona.

La asignacin realizada por el OS ser considerada firme, adquiriendo la zona de regulacin la obligacin de disponer de la banda asignada.

S para obtener la banda de potencia de regulacin secundaria asignada se requiriera un redespacho de energa sobre el programa asignado a dicha unidad de programacin en el Programa Viable Provisional (PVP), el sujeto responsable de dicha unidad de programacin deber acudir al Mercado Intradiario para obtener el redespacho necesario.

En caso de que no haya podido obtenerlo habiendo participado en el Mercado Intradiario como tomador de precio, el sujeto responsable de dicha unidad de programacin lo comunicar al OS indicando asimismo el redespacho necesario. En este caso, el OS modificar el programa de la correspondiente unidad de programacin segn las necesidades del redespacho y resolver el descuadre provocado mediante la convocatoria del mercado de gestin de desvos, y si no se diesen las condiciones necesarias para esta convocatoria, resolver el descuadre en tiempo real mediante la asignacin, en su caso, de reserva de regulacin terciaria, incurriendo el sujeto afectado en el coste del desvo correspondiente.

6.3 Comunicacin de los resultados de la asignacin. –El OS, en los plazos fijados en el procedimiento de operacin por el que se establece el proceso de programacin de la generacin, comunicar los resultados del proceso de asignacin de ofertas de banda de potencia de regulacin secundaria a los sujetos productores responsables de cada unidad de programacin y a los responsables de las zonas de regulacin en la que estn incluidas.

El OS comunicar, adems, a los responsables de cada zona de regulacin, para cada periodo de programacin del da siguiente, los coeficientes de participacin de dicha zona en los requerimientos de reserva de regulacin secundaria global del sistema elctrico peninsular espaol, resultantes del proceso de asignacin de ofertas de banda de potencia de regulacin secundaria.

6.4 Solucin de anomalas y reclamaciones relativas al proceso de asignacin de ofertas. Una vez publicado el resultado del proceso de asignacin de ofertas de banda de potencia de regulacin secundaria, los sujetos responsables de las zonas de regulacin podrn presentar reclamaciones a este proceso, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece la programacin de la generacin.

El OS gestionar, a la mayor brevedad posible, estas reclamaciones o cualquier anomala que haya podido ser identificada en el proceso de asignacin de ofertas, procediendo a efectuar un nuevo proceso de asignacin, en caso de que la solucin de la anomala as lo haga necesario, siempre que ello sea posible, con el debido respeto de los plazos de tiempo mximo admisible establecidos y publicados por el OS, para garantizar que no se vean negativamente afectados los posteriores procesos de programacin de la operacin.

7. Mecanismo excepcional de asignacin

En situaciones de emergencia para el sistema o en ausencia de ofertas suficientes o indisponibilidad del sistema informtico de gestin, el OS podr adoptar las decisiones que considere ms oportunas para la utilizacin de la reserva de regulacin secundaria disponible en el sistema, justificando posteriormente sus actuaciones ante los sujetos del mercado afectados y ante la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, sin perjuicio de la retribucin a que hubiera lugar por la citada prestacin obligada del servicio y por las modificaciones de los programas de produccin que hubiesen sido necesarias.

8. Mecanismo de reasignacin de reserva en casos de prdida de banda por seguimiento de instrucciones del OS en tiempo real

La aplicacin del mecanismo de solucin de restricciones tcnicas en tiempo real, contemplado en el procedimiento de operacin de restricciones tcnicas, sobre unidades de programacin de generacin que previamente haban adquirido compromisos firmes de reserva de regulacin secundaria, al haberles sido asignadas ofertas en el mercado de banda de regulacin secundaria, puede dar lugar a incumplimientos de dichos compromisos por parte de la correspondiente zona de regulacin, por causas ajenas al propio sujeto.

Asimismo, la asignacin de redespachos de energa por mecanismos de emergencia con posterioridad a la asignacin de reserva de regulacin secundaria [asignacin de reserva de regulacin terciaria o gestin de desvos por aplicacin del Mecanismo Excepcional de Resolucin (MER)], segn lo establecido en los procedimientos de operacin, puede ocasionar a las unidades de programacin de generacin una prdida total o parcial de la banda de potencia de regulacin secundaria comprometida.

En estas situaciones, y dado que la prestacin del servicio se realiza a nivel de zona de regulacin y no de unidad de programacin, en caso de disponer de reserva adicional de regulacin secundaria suficiente, la zona de regulacin podr hacer frente con otros de sus grupos habilitados a los compromisos de banda de regulacin secundaria adquiridos.

No obstante, si la zona de regulacin no dispone de medios adicionales suficientes, se establece la aplicacin de un mecanismo especfico que permite al propietario de la zona de regulacin solicitar la reduccin de la banda de regulacin secundaria comprometida en el mercado de banda de secundaria el da D–1 con objeto de evitar incumplimientos de la prestacin del servicio de regulacin secundaria, provocados tanto por aplicacin del mecanismo de solucin de restricciones en tiempo real como por aplicacin de mecanismos de emergencia en tiempo real sobre unidades de programacin de generacin incluidas en su zona y que haban adquirido compromisos de banda de potencia de regulacin secundaria.

En el anexo IV se describe en ms detalle este mecanismo para evitar incumplimientos de las zonas de regulacin debidos a causas ajenas a las mismas.

9. Seguimiento en tiempo real de la prestacin del servicio

El control de la respuesta de la regulacin secundaria y la medida del servicio prestado se llevar a cabo por zonas de regulacin, conforme al Reglamento de la Regulacin Secundaria (anexo III).

En dicho documento se establece el proceso de seguimiento de respuesta de las zonas de regulacin as como el clculo de las reservas puestas a disposicin de la regulacin por las zonas y la energa de regulacin utilizada en cada periodo de programacin.

10. Liquidacin del servicio

En este apartado se describen con carcter general los principales aspectos relativos al servicio de regulacin secundaria que tienen incidencia directa en la liquidacin de este servicio.

La prestacin del servicio de regulacin secundaria llevar asociados tres conceptos de liquidacin:

Asignacin de reserva de regulacin secundaria en el mercado correspondiente.

Variacin de la reserva de regulacin secundaria disponible en tiempo real respecto a la asignada.

Energa efectiva neta de regulacin secundaria realizada por seguimiento de los requerimientos de regulacin, en el correspondiente perodo de programacin.

La liquidacin del Servicio de Regulacin Secundaria dar lugar a los derechos de cobro y obligaciones de pago definidos en el procedimiento de operacin por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago.

Se detallan a continuacin las magnitudes y precios aplicables a la prestacin del servicio de regulacin secundaria.

10.1 Asignacin de reserva de regulacin secundaria. La asignacin de reserva de regulacin secundaria a liquidar ser la resultante del proceso de asignacin descrito en el apartado 6.2 de este procedimiento, y ser valorada al precio marginal resultante del proceso de asignacin.

El precio marginal de la asignacin de reserva de regulacin secundaria, que se establecer para cada perodo de programacin, corresponder al precio de la ltima oferta de regulacin secundaria que haya sido necesario asignar de forma total o parcial en el correspondiente periodo de programacin, para cubrir los requerimientos de reserva global de regulacin secundaria del sistema elctrico peninsular espaol.

10.2 Variacin de la reserva de regulacin secundaria por el funcionamiento de la regulacin secundaria en tiempo real. Como resultado del seguimiento efectuado por la RCP de la respuesta de cada zona de regulacin en tiempo real para cada perodo de programacin, se determinarn las siguientes magnitudes:

Incapacidad para contribuir a la regulacin por parte de la zona en funcin del nmero de ciclos en los que la zona de regulacin permanezca en estado OFF (salvo aquellos en los que lo est por indicacin del OS), siendo valorada dicha incapacidad al precio de la reserva de regulacin secundaria correspondiente a dicho perodo, afectada por un coeficiente KS de valor igual a 1,5.

Reservas residuales puestas al servicio de la regulacin secundaria: se calcular en cada ciclo el valor de la reserva residual en cada sentido del requerimiento de regulacin se evaluar en trminos globales del periodo de programacin si el valor de la reserva residual a subir (o a bajar) es superior o inferior a la banda a subir (o a bajar) asignada a dicha zona de regulacin. Los valores de reserva residual superior o inferior a la asignada sern valorados al precio de la reserva de regulacin secundaria para cada perodo de programacin, afectados por un coeficiente KS de valor igual a 1,5 en ambos casos.

10.3 Energa efectiva neta realizada por seguimiento de los requerimientos de regulacin. La energa efectiva neta de regulacin secundara para cada uno de los sentidos, a subir o a bajar, se calcula como el valor acumulado en cada ciclo del desvo de generacin enviado por la zona en estado ACTIVO o en EMERGENCIA slo en caso de que haya agotado su reserva. S la zona est en EMERGENCIA sin haber agotado su reserva slo se acumular el desvo de los ciclos en los que la zona tiene un desvo favorable al sentido que le solicita la RCP. La energa efectiva neta de regulacin secundaria realizada en cada perodo de programacin como consecuencia del seguimiento en tiempo real de los requerimientos de la regulacin secundaria ser valorada, con carcter general, al precio marginal de la energa de regulacin terciaria que hubiera sido necesario asignar en dicho perodo de programacin, bien a subir o a bajar, para sustituir a la energa neta de regulacin secundaria realizada.

El precio marginal de la energa de sustitucin a subir en dicho periodo de programacin se establecer siempre sobre la escalera de regulacin terciaria a subir, con independencia de que se haya utilizado o no energa de regulacin terciaria a subir en dicho perodo de programacin.

El precio marginal de la energa de sustitucin a bajar en dicho periodo de programacin se establecer siempre sobre la escalera de regulacin terciaria a bajar, con independencia de que se haya utilizado o no energa de regulacin terciaria a bajar en dicho periodo de programacin. El precio marginal horario de la energa de regulacin secundaria a bajar as calculado estar en cualquier caso limitado por el valor de precio mximo (precio instrumental) vigente en el Mercado Diario.

10.4 Liquidacin de asignaciones de banda y redespachos por aplicacin del mecanismo excepcional de resolucin (MER). Las asignaciones de banda de potencia por aplicacin del mecanismo excepcional de resolucin (MER) que haya sido necesario realizar en cada periodo de programacin para obtener la reserva de regulacin requerida, sern valoradas a un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoracin KMAY, de valor igual a 1,15 por el precio marginal de la banda en el periodo horario correspondiente o, en su defecto, por el mximo precio de banda de la misma hora en los siete das anteriores.

Los redespachos de energa necesarios para obtener la banda de potencia asignada por aplicacin del mecanismo excepcional de resolucin (MER) sern valorados:

Para redespachos de energa a subir: A un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoracin KMAY, de valor igual a 1,15, por el precio marginal horario del mercado diario.

Para redespachos de energa a bajar: A un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoracin KMIN, de valor igual a 0,85, por el precio marginal horario del mercado diario.

10.5 Distribucin de los costes derivados de la provisin del servicio de regulacin secundaria. La liquidacin de los costes derivados de la provisin del servicio de regulacin secundaria ser repercutida de acuerdo con los criterios especificados en el procedimiento de operacin por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago.

ANEXO I
Requisitos tcnicos relativos al servicio de regulacin secundaria

En todos los casos, es condicin previa que el OS disponga de la informacin de la instalacin establecida en la normativa vigente (Procedimiento de Operacin 9).

1. Requisitos para constituir o modificar una zona de regulacin secundaria.

• Tamao de la zona de regulacin, medido a travs de su potencia instalada, que ha de ser igual o superior al mnimo requerido en la normativa vigente.

• Cumplimiento de los requisitos tcnicos y funcionales del sistema de control del centro de control de generacin tal y como se describe en el anexo1 del procedimiento de pruebas para la participacin en el servicio de regulacin secundaria aprobado mediante Resolucin de la Secretara de Estado de Energa.

• Existencia de unidades fsicas habilitadas para la participacin activa en el servicio dentro de la zona de regulacin.

2. Requisitos para la inclusin de unidades generadoras sin participacin activa en el servicio de regulacin secundaria.

Se deber acreditar:

En el caso de unidades fsicas cuya propiedad no coincida con la de la empresa titular de la zona de regulacin en la que se solicita su inclusin, el sujeto titular de la unidad fsica o su correspondiente representante deber adjuntar a la solicitud la conformidad expresa del titular de la zona de regulacin para la inclusin de dicha unidad fsica en la zona de regulacin.

Adscripcin al centro de control responsable de la zona de regulacin.

Disponibilidad en el SIOS de los programas horarios de energa neta de dichas unidades de generacin.

3. Requisitos para la participacin activa en el servicio de regulacin secundaria. Para la habilitacin de una unidad de produccin para su participacin activa en la regulacin secundaria se deben superar las pruebas para la participacin en el servicio de regulacin secundaria aprobadas mediante Resolucin de la Secretara de Estado de Energa

Se deber verificar que todas las unidades de programacin aportan una capacidad de oferta para la prestacin de este servicio no inferior a 10 MW.

ANEXO II
Asignacin del servicio complementario de regulacin secundaria

1. Datos de entrada al proceso de asignacin

1.1 Requerimientos de regulacin secundaria del sistema. El OS determinar y comunicar diariamente a los sujetos del mercado la reserva global de regulacin secundaria requerida en el sistema elctrico peninsular espaol para cada perodo de programacin del da siguiente. Adems, establecer la relacin de reserva a subir y a bajar requerida para las zonas de regulacin, y el valor mximo y mnimo de banda de potencia admisible en cada oferta. Para ello, el OS seguir los criterios fijados en los procedimientos por los que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operacin del sistema elctrico.

La informacin comunicada a los sujetos del mercado se compondr de los siguientes datos:

Requisitos de reserva a subir en el sistema RSSUBh (MW).

Requisitos de reserva a bajar en el sistema RSBAJh (MW).

Valor mximo y mnimo de la banda de potencia de regulacin secundaria por oferta (suma de la reserva a subir y a bajar de cada oferta individual), denominados respectivamente RSBANmx (MW) y RSBANmn (MW),

donde h = ndice del periodo de programacin correspondiente.

1.2 Programa Viable Provisional (PVP). En el proceso de asignacin, para establecer el punto de funcionamiento de cada unidad de produccin, se toman en consideracin los valores en energa del Programa Viable Provisional (PVP) para cada unidad de programacin de generacin (j), y para cada perodo de programacin (h):

PVPhj

1.3 Integracin en zonas de regulacin. Para la presentacin de ofertas de reserva de regulacin secundaria, la unidad de programacin deber estar habilitada previamente por el OS, debiendo estar integrada el 100% de la unidad de programacin en una nica zona de regulacin que deber haber sido tambin previamente habilitada como tal por el OS.

1.4 Ofertas presentadas por los sujetos productores. Las ofertas de regulacin secundaria sern presentadas por el responsable de la zona de regulacin en la que est incluida la unidad de programacin y contendrn la siguiente informacin:

Nmero de la oferta.

Oferta de reserva a subir RNSsubirh (MW).

Oferta de reserva a bajar RNSbajarh (MW).

Precio de la oferta de la banda de regulacin PSbandah (€MW). Las ofertas debern respetar los precios mximos que, en su caso, puedan ser establecidos por la normativa de aplicacin.

Variacin de energa necesaria respecto del programa PVP, VEPh (+/- MWh).

Cdigo de indivisibilidad de la oferta.

La suma de la reserva a subir y a bajar de una oferta (RNSsubirh + RNSbajarh) deber cumplir con los lmites mximo y mnimo comunicados por el OS (RSBANmx y RSBANmn).

2. Asignacin de las ofertas de reserva de regulacin secundaria: Funcionamiento del algoritmo de asignacin

2.1 Criterios generales. Para la asignacin de la reserva de regulacin secundaria se tendrn en cuenta los siguientes criterios:

Cada zona de regulacin debe cumplir en cada perodo de programacin la relacin entre la reserva a subir y a bajar establecida RSBh [RSBh = RSSUBh/RSBAJh (p.u.)].

La asignacin de ofertas resultante ser la de menor coste que satisfaga el requerimiento del servicio de reserva de regulacin secundaria.

El coste de una oferta de reserva de regulacin secundaria ser el producto de la banda total ofertada por el precio ofertado.

2.2 Desarrollo del proceso. El proceso de asignacin cubre los siguientes pasos de forma secuencial:

Se eliminan del proceso aquellos bloques de oferta que no cumplan los valores mximo y mnimo de la banda ofertada establecidos por el OS.

S RSBANmx < RNSsubirhni + RNSbajarhni, se elimina el bloque n de la oferta i.

S RSBANmn < RNSsubirhni + RNSbajarhni, se elimina el bloque n de la oferta i.

Se establece una lista ordenada por costes de los bloques de oferta recibidos ara cada perodo de programacin (h), estando calculado el coste como:

Costehr = PSbandahr 1000

Donde, r = ndice que toma un valor variable desde 1 al nmero total de bloques vlidos aceptados.

Se asigna el requerimiento establecido segn la prioridad definida por la lista ordenada. En cada asignacin del bloque de una oferta se debe garantizar el cumplimiento de la relacin entre la reserva a subir y la reserva a bajar para la zona de regulacin a la que pertenezca dicha oferta, truncndose los valores en caso contrario y quedando el valor truncado pendiente de asignacin en iteraciones posteriores. Por tanto, para cada bloque de oferta se cumplir:

Rsubirnh = Mnimo [RNSsubirmh+∑RNSsubirmh, (RNSbajarnh+∑RNSbajarmh)*RSBh]- Rsubirmh

Rbajarnh = Mnimo [(RNSsubirnh+∑RNSsubirmh)/RSBh, RNSbajarmh+∑RNSbajarmh]- Rbajarmh

Donde:

n = ndice del bloque de oferta segn la lista ordenada por costes.

m = ndice de los bloques de oferta de orden inferior a n, de la misma zona de regulacin a la que pertenece la unidad de programacin en la que se incluye el bloque de orden n.

Rsubirnh = Banda a subir asignada al bloque de oferta de orden n.

Rbajarnh = Banda a bajar asignada al bloque de oferta de orden n.

En caso de que el bloque de oferta a asignar incluya la condicin de indivisibilidad, y la asignacin del mismo suponga el incumplimiento de la relacin subir/ bajar establecida para la zona de regulacin a la que pertenece la oferta, se pospondr su asignacin, dada su condicin de indivisible, quedando pendiente su posible asignacin en iteraciones posteriores.

El proceso de asignacin de reserva a subir y a bajar termina cuando el valor de ∑ Rsubirn y ∑ Rbajarn asignada de se encuentra en el intervalo 10% en torno al valor de la reserva de regulacin secundaria establecida como requerimiento (RSSUBh y RSBAJh):

1,1 RSSUBh > ∑ Rsubirnh > 0,9 RSSUBh

1,1 RSBAJh > ∑ Rbajarnh > 0,9 RSBAJh

En el caso de existir igualdad de coste entre varias ofertas en el cierre de la asignacin, se repartir el valor de cierre de manera proporcional a las bandas ofertadas.

La asignacin total de reserva de regulacin secundaria para cada zona de regulacin, corresponder a la suma de todas las asignaciones realizadas a unidades de programacin de generacin pertenecientes a dicha zona.

Los coeficientes de asignacin de reserva de regulacin secundaria por zona de regulacin se calcularn segn la siguiente frmula:

KZR = ∑ Rsubirt / RSSUB 100

donde:

ZR = Cdigo de la zona de regulacin.

t = ndice de ofertas asignadas pertenecientes a la zona de regulacin ZR.

3. Validacin de ofertas de regulacin secundaria

Previamente al proceso de lectura de ofertas, se comprobar que la unidad de programacin y la zona de regulacin a la que pertenece estn habilitadas para la provisin del servicio de regulacin secundaria.

Tanto durante el proceso de lectura de las ofertas de reserva de regulacin secundaria como en el de asignacin de dichas ofertas, se aplican una serie de comprobaciones. La violacin de cualquiera de ellas, har que la oferta sea rechazada total o parcialmente.

El incumplimiento de las comprobaciones realizadas en el proceso automtico de lectura de la oferta implica su rechazo, sin que pueda aportarse, por las caractersticas del propio proceso, informacin precisa sobre la causa del rechazo. Por el contrario, a las ofertas rechazadas o truncadas en el proceso inmediatamente previo a la aplicacin del algoritmo de asignacin, o en el propio proceso de asignacin, se les asocia un cdigo de rechazo, visible en la ltima columna en la pantalla de asignaciones.

Las comprobaciones se realizan en cuatro etapas diferentes.

Durante el proceso de lectura de las ofertas.

En el preproceso de las ofertas previo a la aplicacin del algoritmo de asignacin. En el propio proceso de asignacin.

Al finalizar el proceso de asignacin.

A continuacin se describen las comprobaciones aplicadas, as como los cdigos de rechazo asociados a cada una de ellas.

3.1 Comprobaciones aplicadas en el proceso de lectura de las ofertas. En este mercado se admite una nica oferta por unidad de programacin de generacin, compuesta de un nmero no limitado de bloques que pueden ofertar banda a subir y/o bajar para uno o varios perodos de programacin.

Se contemplan las siguientes restricciones a las ofertas, cuya violacin lleva consigo el rechazo del bloque de oferta afectado:

El precio de oferta de cada bloque no deber superar el precio mximo de banda de regulacin secundaria establecido y publicado en su caso.

La suma de la banda a subir y a bajar de cada bloque deber estar comprendida entre las bandas mxima y mnima comunicadas por el OS junto a los requerimientos de reserva.

La unidad de programacin de generacin para la que se presente una oferta de reserva de regulacin secundaria deber estar integrada en una nica zona de regulacin, debiendo ser presentada la oferta por el responsable de dicha zona de regulacin.

Los perodos de programacin para los que se efecta la oferta de reserva de regulacin secundaria deben estar incluidos en el horizonte del mercado abierto vigente.

No se aceptarn ofertas de unidades de programacin de generacin no habilitadas para regular.

3.2 Comprobaciones en el preproceso de las ofertas. Estas comprobaciones se efectan inmediatamente antes de la aplicacin del algoritmo de asignacin de ofertas, al requerir la consideracin de informaciones tales como limitaciones de programa por seguridad e indisponibilidades de generacin, que pueden haberse visto modificadas desde el momento en el que se leyeron las ofertas.

Las comprobaciones que se realizan en esta etapa son las siguientes:

Que la unidad de programacin de generacin no viole ninguna limitacin por seguridad.

Que la unidad de programacin de generacin no viole ninguna limitacin por indisponibilidad (comunicada por el sujeto responsable de la unidad de programacin o, en su defecto, introducida por el OS, tras comunicacin previa del sujeto).

Cuando un bloque de oferta incumpla alguna de estas comprobaciones, el bloque ser rechazado de forma completa, independientemente de si es divisible o indivisible.

Los bloques correspondientes a las ofertas de reserva de regulacin secundaria pueden tener asociado un redespacho de energa, siendo tenido en cuenta el valor de este redespacho al realizar el proceso de validacin. El redespacho va asociado al bloque y se trata de forma independiente para cada uno de ellos.

3.3 Comprobaciones realizadas durante el proceso de asignacin. Estas comprobaciones son realizadas por el propio algoritmo de asignacin, y afectan a aquellos bloques de oferta que, por precio, deberan ser objeto de asignacin.

Las comprobaciones asociadas son las siguientes:

Oferta no asignada en su totalidad por no poderse compensar con ofertas de su misma zona de regulacin para mantener la relacin subir/bajar establecida.

Rechazo por indivisibilidad en oferta de cierre. Este rechazo tiene lugar en el prorrateo final frente a otras ofertas con el mismo coste. Las ofertas divisibles son suficientes para alcanzar los requerimientos, por lo que las indivisibles no son asignadas.

Oferta divisible no asignada por ser desplazada por una indivisible. En el prorrateo final, si hay ofertas divisibles e indivisibles de una zona de regulacin al mismo precio, se asignan en primer lugar las divisibles y, si no se alcanzan los requerimientos, se asignan a continuacin las indivisibles. S con stas se supera el mximo del 10% sobre el requerimiento publicado para dicho perodo de programacin, se van retirando ofertas divisibles hasta conseguir que el conjunto de ofertas asignadas se encuentre dentro del margen del +/- 10% respecto al requerimiento publicado.

3.4 Comprobaciones realizadas al finalizar el proceso de asignacin. Una vez finalizado el proceso de asignacin, se realizan las siguientes comprobaciones de redondeo y asignacin que pueden alterar ligeramente el resultado de la asignacin derivado de la aplicacin directa del algoritmo:

Asignacin indivisible: A aquellos bloques indivisibles asignados a los que les quede por asignar banda, en un nico sentido (a subir o a bajar, pero no en ambos), por debajo de un valor determinado (actualmente 2 MW) se les asigna esta banda pendiente.

Rechazo por asignacin mnima: A aquellas ofertas a las que se les ha asignado banda en un nico sentido (a subir o a bajar pero no en ambos), por debajo de un determinado valor mnimo (actualmente 1 MW), son eliminadas de la asignacin.

Redondeo de asignacin: Las bandas asignadas son redondeadas para obtener nmeros enteros. El redondeo se hace al valor entero ms prximo. As, por ejemplo, 22,4 se redondeara a 22 y 22,5 22,6 a 23. En ningn caso el valor resultante del redondeo puede ser superior a la oferta inicial.

ANEXO III
Reglamento de la regulacin secundaria

1. Introduccin

El correcto funcionamiento de los sistemas elctricos interconectados, desde el punto de vista de la seguridad y la fiabilidad de la operacin, exige una adecuada coordinacin de su regulacin frecuencia-potencia.

La regulacin secundaria forma parte de los sistemas automticos de control frecuencia- potencia.

El sistema elctrico espaol forma parte de la red sncrona europea continental y, por tanto, est obligado a cumplir los requisitos establecidos por ENTSOE, organismo encargado de la coordinacin de los TSOs europeos.

El objetivo de la regulacin secundaria es, tras un incidente, devolver la frecuencia y los intercambios con otros sistemas a los valores de consigna restaurando la reserva primaria utilizada. Para ello el sistema de regulacin genera las seales de control adecuadas para modificar el estado de carga de los grupos conectados a l de forma que:

El valor de los intercambios de potencia con otros sistemas se mantenga en el valor programado.

El valor de frecuencia del sistema se mantenga en su valor de consigna, comn y nico en la red sncrona interconectada de Europa Continental.

El cumplimiento de los objetivos anteriores es equivalente a mantener el equilibrio generacin-demanda del sistema interconectado.

El sistema de regulacin secundaria en Espaa es un sistema jerrquico donde existe un regulador maestro que enva sus seales de control a sistemas que, a su vez, controlan las unidades de produccin conectadas a cada uno de ellos. El sistema de Regulacin Compartida Peninsular, coordinado y controlado por el OS, juega el papel de regulador maestro. Cada regulador conectado a l, en adelante AGC (Sistema de Control Automtico de Generacin), coordina y controla el conjunto de unidades de produccin que constituyen una zona de regulacin. Para desempear esta funcin, el OS dispondr de los medios e informacin adecuados para evaluar el requerimiento total de regulacin del sistema y transmitir a los reguladores de zona, los valores de potencia que deben aportar.

El OS establece para cada perodo de programacin la reserva de regulacin secundaria requerida por el sistema tanto a subir como a bajar. Dicho requerimiento de reserva es provisto mediante la asignacin de ofertas en el correspondiente mercado de banda de regulacin secundaria. El reparto nominal del requerimiento total del sistema ser igual al obtenido en el proceso de asignacin de ofertas del correspondiente mercado de banda de regulacin secundaria para el perodo de programacin considerado.

En situaciones en las que, por motivos de seguridad, la asignacin de reserva de regulacin secundaria no pueda realizarse con criterios econmicos, se aplicarn los mecanismos de emergencia reglamentariamente establecidos.

La instalacin y mantenimiento de los equipos reguladores de zona y de los canales de comunicacin con el Regulador Maestro sern responsabilidad de la empresa responsable de cada zona de regulacin, hasta su frontera con el OS.

El sistema de regulacin maestro RCP contar con un sistema principal en el CECOEL del OS y de un sistema de respaldo en el CECORE, localizado en Tres Cantos (Madrid) que asumir la funcin de Regulador Maestro en caso de indisponibilidad del principal.

2. Asignacin de banda de regulacin secundaria

2.1 Concepto y necesidades. La reserva de regulacin secundaria disponible en el sistema a subir/ bajar es el valor mximo de incremento/ reduccin de potencia en que es posible modificar de forma automtica la generacin del sistema bajo control del sistema de regulacin secundaria, de acuerdo con los requisitos de velocidad establecidos en el siguiente apartado.

En cada instante, la reserva de regulacin secundaria disponible en el sistema ser la suma de las reservas de cada una de las zonas que verifique un correcto seguimiento de las solicitaciones del sistema de regulacin.

2.1.1 Modelo de respuesta de zona de regulacin. La velocidad de respuesta requerida para el conjunto regulador-unidades de produccin que participan en la regulacin se establece de manera uniforme para todas las zonas que participan en la regulacin.

Los reguladores de zona deben ser del tipo integral o proporcional - integral, fijndose la constante de tiempo de seguimiento de respuesta en 100 segundos. Es decir, se establece como modelo de comportamiento en la regulacin el seguimiento de las solicitaciones emitidas por cada regulador de zona con una respuesta equivalente a la de un sistema lineal con constante de tiempo de 100 segundos.

El sistema de regulacin comparar la respuesta en tiempo real de cada zona de regulacin con el modelo anterior para establecer si su respuesta es adecuada o no y determinar en consecuencia su estado de regulacin.

2.2 Reserva requerida de regulacin. En funcin de la situacin prevista en cada perodo de programacin, el OS establecer la reserva de potencia positiva RNTS (subir) y negativa RNTB (bajar) necesarias en el conjunto del sistema elctrico peninsular espaol, segn lo fijado en los procedimientos de operacin por los que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operacin del sistema elctrico.

2.3 Asignacin de reservas. Como parte del proceso de la Programacin Diaria, se establecern por perodos de programacin las asignaciones de las reservas de regulacin secundaria, tanto para el conjunto del sistema peninsular espaol como para cada unidad de programacin de generacin, en funcin de las ofertas de las unidades habilitadas para la prestacin de este servicio que el OS reciba de los responsables de las zonas de regulacin en las que estn integradas cada una de estas unidades de programacin de generacin.

Una vez asignadas estas ofertas, se determinarn las reservas asignadas a cada zona de regulacin.

S las circunstancias de la operacin en tiempo real hacen necesarias nuevas asignaciones de reserva de regulacin secundaria, el OS asignar ms reserva de regulacin secundaria entre las unidades de programacin de generacin habilitadas para la prestacin del servicio, segn los procedimientos reglamentarios establecidos.

2.4 Reparto de reservas entre zonas de regulacin. La obligacin de reserva de regulacin secundaria de cada zona en cada perodo de programacin ser la suma aritmtica de los valores asignados individualmente, en el mercado de banda de regulacin secundaria, a las distintas unidades de programacin de generacin integradas en dicha zona de regulacin.

En cada perodo de programacin, el sistema de Regulacin Compartida Peninsular dispondr de los siguientes valores para cada una de las zonas de regulacin:

RASi: Reserva asignada a subir a la zona i.

RABi: Reserva asignada a bajar a la zona i.

KAi: Coeficiente de participacin nominal de la zona i en la regulacin del sistema peninsular espaol.

3. Funcionamiento del regulador maestro (RCP)

3.1 Evaluacin del requerimiento de regulacin del sistema. El sistema de RCP, en cada ciclo, evala el error de control de rea del sistema elctrico:

ACE = FNIDR – BΔf

donde:

FNIDR: Valor filtrado del desvo en las interconexiones del sistema respecto a su valor programado.

B (MW/Hz): Constante de bias del sistema espaol asignada por ENTSOE.

Δf: Desvo de frecuencia respecto a su valor de consigna.

En funcin del valor de ACE calculado y del estado de cada zona de regulacin, se calcula el requerimiento de regulacin PRR a repartir.

3.2 Determinacin del estado de las zonas de regulacin. Los posibles estados para una zona de regulacin son:

ESTADO OFF: Incapacidad para contribuir a la regulacin por parte de la zona. Una de las posibles causas es la indisponibilidad del AGC de la zona.

ESTADO OFF POR ORDEN DEL OS: El sistema considera, a peticin del OS o como consecuencia de condicionantes de la operacin o de indisponibilidad de equipos bajo la responsabilidad del OS, incapacidad para participar en la regulacin por parte de la zona. Este estado ser equivalente al modo OFF a efectos de la regulacin, pero no ser computado como tiempo en OFF a efectos de la liquidacin del servicio.

ESTADO INACTIVO: Ausencia transitoria de participacin en la Regulacin Compartida Peninsular debido a fallos tcnicos, principalmente en los canales de comunicacin. En caso de mantenerse esta situacin durante un cierto nmero de ciclos, la zona de regulacin pasar a estado OFF, en caso de ser su responsabilidad la solucin del problema, o a estado OFF por orden del OS, en caso de ser ste el responsable de esta anomala.

ESTADO EMER: Falta de seguimiento adecuado de las solicitaciones de la Regulacin Compartida debido al agotamiento de la reserva de la zona de regulacin o a una insuficiente velocidad de respuesta de la misma.

ESTADO ACTIV: Seguimiento correcto de las solicitaciones de la Regulacin Secundaria.

3.3 Clculo del requerimiento de regulacin a las zonas. Una vez calculado el requerimiento de regulacin total del sistema y teniendo en cuenta que la seal de error del regulador de cada zona se calcula:

77739.png

El sistema de la RCP calcular el valor de CRRi a enviar a cada zona de regulacin de forma que se garantice que el conjunto de zonas de regulacin contribuyan de forma suficiente al requerimiento total del sistema. Para ello se utilizarn como coeficientes de reparto nominales los calculados a partir de las asignaciones del correspondiente mercado de banda de regulacin. Estos coeficientes nominales sern modificados en funcin de los estados de regulacin de las zonas y de su capacidad para responder adecuadamente al requerimiento.

3.4 Asignacin de mrgenes suplementarios. En cada ciclo del algoritmo, el regulador maestro evaluar la reserva total disponible en el sistema y, en caso de ser insuficiente, reasignar reserva entre las zonas que acreditan disponibilidad de la misma. A partir de dicha reasignacin, esta reserva ser considerada del mismo modo que la reserva asignada en el correspondiente mercado de banda de regulacin.

ANEXO IV
Reasignacin de banda por aplicacin del mecanismo excepcional de resolucin (MER)

El propietario de una zona de regulacin en la que estn integradas una o ms unidades de programacin afectadas bien por la aplicacin de limitaciones por seguridad en tiempo real o bien por asignacin de redespachos de reserva de regulacin terciaria o de gestin de desvos por aplicacin de MER, podr solicitar al OS la aplicacin del mecanismo de reduccin de la banda de regulacin secundaria para evitar el incumplimiento del compromiso de banda adquirido en el PVD por su zona de regulacin.

Tras la solicitud de reduccin de banda asignada por parte del propietario de la zona de regulacin afectada, el OS analizar, tanto de forma individual para cada unidad de produccin, como de forma global para el conjunto de la correspondiente zona de regulacin, la reduccin de banda solicitada por el propietario de la zona de regulacin, contrastndola con la banda de potencia perdida tericamente por aplicacin de limitaciones de seguridad para la solucin de restricciones en tiempo real o por asignacin de redespachos de energa (terciaria o desvos) por aplicacin del MER.

La banda mxima de reserva de regulacin secundaria a reducir se calcular en cada perodo de programacin como el mnimo de los dos valores anteriores para cada unidad de produccin.

El mecanismo de reduccin de banda slo se aplicar cuando la limitacin por seguridad o en su caso el redespacho de energa por MER cubra un perodo de programacin completo, y la solicitud del sujeto la reciba el OS al menos 15 minutos antes del inicio del primer perodo de programacin en el que sera aplicable.

Una vez validada por el OS la reduccin de banda de regulacin secundaria en las diferentes unidades de produccin integradas en la correspondiente zona de regulacin, se efectuarn las siguientes actuaciones:

Se generarn las desasignaciones de banda de regulacin secundaria correspondientes, establecindose adems, en base al orden de mrito de la asignacin de ofertas realizada el da D-1 (vigente para el da D), las reducciones adicionales de banda que pudiera ser necesario aplicar en la misma zona de regulacin para mantener la relacin subir/ bajar establecida. Todas estas anotaciones de desasignacin de banda llevarn asociado un precio igual al marginal del mercado de banda de regulacin secundaria vigente para el correspondiente perodo de programacin del da D.

Se calcularn y se enviarn a la RCP los nuevos coeficientes de participacin nominales de las zonas de regulacin en funcin de la reduccin de banda de regulacin aplicada en cada perodo de programacin completo. Los nuevos coeficientes de participacin nominales de las zonas se calcularn teniendo en cuenta las anteriores desasignaciones de banda, estando referidos, por tanto, estos nuevos coeficientes al nuevo valor global de reserva de regulacin resultante, tras descontar al total de asignaciones del da D – 1 las des-asignaciones descritas en el punto inmediato anterior.

En caso de que desaparezcan las causas que provocaron la aplicacin del mecanismo de reduccin de la banda (reducindose o desapareciendo la limitacin por seguridad o la asignacin del redespacho de energa de asignacin de terciaria o desvos por MER que provocaba un incumplimiento de la banda de reserva de potencia asignada en D-1), y no haya habido asignacin adicional de banda de regulacin secundaria en tiempo real por MER, el OS podr decidir la posible restitucin total o parcial de la banda comprometida en el PVD a partir del momento de la aceptacin de esta accin por el sujeto responsable de la zona de regulacin, calculndose de nuevo los coeficientes de participacin nominales de las zonas de regulacin, y modificndose las anotaciones de desasignacin de banda que pudieran haberse efectuado previamente sobre dichos perodos.

P.O. 7.3 REGULACIN TERCIARIA

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es reglamentar el servicio complementario de regulacin terciaria del sistema elctrico peninsular espaol. En el mismo se establecen los criterios relativos a los siguientes aspectos:

Provisin del servicio.

Asignacin de la prestacin.

Control y medida de la prestacin.

Criterios de liquidacin econmica del servicio.

2. mbito de aplicacin

Este procedimiento es de aplicacin al Operador del Sistema (OS) y a las instalaciones de produccin y de consumo de bombeo habilitadas para la prestacin de este servicio.

3. Definiciones

3.1 Regulacin terciaria. La regulacin terciaria es un servicio complementario de carcter potestativo y oferta obligatoria, gestionado y retribuido por mecanismos de mercado. Tiene por objeto la restitucin de la reserva de regulacin secundaria que haya sido utilizada, mediante la adaptacin de los programas de funcionamiento de las unidades de programacin correspondientes a instalaciones de produccin y a instalaciones de consumo de bombeo.

3.2 Reserva de regulacin terciaria. A los efectos de la prestacin del servicio, se define la reserva de regulacin terciaria como la variacin mxima de potencia a subir o a bajar que puede efectuar una unidad de produccin o una unidad de consumo de bombeo en un tiempo mximo de 15 minutos, y que puede ser mantenida, al menos, durante dos horas consecutivas.

A nivel global del sistema elctrico peninsular espaol, la reserva total de regulacin terciaria es el conjunto de las reservas de regulacin terciaria disponibles en todas y cada una de las unidades de programacin correspondientes a instalaciones de produccin y a instalaciones de consumo de bombeo disponibles en el sistema elctrico peninsular espaol.

4. Proveedores del servicio

Podrn participar en este servicio complementario todas aquellas unidades de programacin constituidas por instalaciones o agrupaciones que cumpliendo los criterios bajo los cuales pueden ser consideradas aptas para participar en los servicios de ajuste del sistema obtengan la correspondiente habilitacin del Operador del Sistema.

El operador del sistema otorgar la habilitacin a aquellas unidades de programacin cuya instalacin fsica o conjunto de instalaciones fsicas acrediten su correspondiente capacidad tcnica y operativa para la prestacin del servicio. Para obtener la habilitacin para la prestacin del servicio, las instalaciones de produccin y de consumo de bombeo que deseen constituirse o integrarse en dicha unidad de programacin deben cumplir los siguientes requisitos:

a) Disponer de la inscripcin definitiva en la seccin correspondiente del RAIPEE.

b) Ser una instalacin apta para participar en los servicios de ajuste del sistema de acuerdo con los criterios establecidos mediante la Resolucin de la Secretara de Estado de Energa.

c) Solicitud remitida al OS para la participacin en el servicio de ajuste del sistema de regulacin terciaria.

d) Integracin de la instalacin de produccin y de consumo de bombeo en un centro de control.

e) Comunicacin al OS de la informacin adicional requerida para los proveedores de este servicio en el Procedimiento de Operacin por el que se establecen los intercambios de informacin y actualizacin de la misma cuando se produzca cualquier variacin.

f) Verificacin de que la unidad de programacin en la que se integra dicha instalacin de produccin aporta una capacidad de oferta para la prestacin de este servicio no inferior a 10 MW.

g) Resultado satisfactorio de las pruebas para la participacin en los servicios de regulacin terciaria y gestin de desvos aprobadas mediante Resolucin de la Secretara de Estado de Energa. En los casos en los que las pruebas para la participacin en regulacin terciaria y gestin de desvos se hayan realizado de manera agregada, las instalaciones que componen dicha agregacin deben incluirse en la misma unidad de programacin.

Para la aceptacin de ofertas y consideracin a todos los efectos de la participacin en el servicio complementario de regulacin terciaria de una unidad de produccin o de consumo de bombeo, el responsable de la instalacin deber contar con la autorizacin expresa del OS.

Las unidades de produccin estn obligadas a comunicar y mantener actualizada la informacin requerida por el OS en el correspondiente procedimiento de operacin para permitir el adecuado funcionamiento del servicio de ajuste del sistema de regulacin terciaria.

El OS informar de forma detallada al titular de la unidad de programacin de la falta de capacidad tcnica para la prestacin del servicio de su unidad, del incumplimiento de forma reiterada de los requisitos exigidos, de la inadecuada calidad del servicio prestado y/o de la no remisin de la informacin de cambios o modificaciones que puedan afectar a la prestacin de este servicio de ajuste del sistema, concediendo un plazo para introducir las mejoras necesarias. S no se introdujeran las mejoras indicadas, el OS podr retirar cualquiera de las habilitaciones previamente concedidas.

5. Determinacin y publicacin de los requerimientos de reserva de regulacin terciaria

El OS establecer y publicar el valor de la reserva de regulacin terciaria mnima necesaria en el sistema para cada perodo de programacin del da siguiente, conforme al procedimiento de operacin 1.5 por el que se establece la reserva para la regulacin frecuencia-potencia.

6. Presentacin de las ofertas de regulacin terciaria

Los sujetos del Mercado debern poner a disposicin del OS la informacin relativa a la reserva de regulacin terciaria correspondiente a sus unidades de programacin habilitadas para la provisin de este servicio, tanto a subir como a bajar, en forma de ofertas de reserva de regulacin terciaria a subir y/o a bajar, dentro de los plazos de tiempo fijados en el procedimiento de operacin por el que se establece la programacin de la generacin.

As, todas las unidades de programacin correspondientes a instalaciones de produccin o a instalaciones de consumo de bombeo disponibles para atender el requerimiento de reserva de regulacin terciaria estarn obligadas a presentar cada da, dentro del proceso de programacin de la operacin del da siguiente, una oferta de toda su reserva de regulacin terciaria disponible, tanto a subir como a bajar, para cada uno de los perodos de programacin del da siguiente.

Esta informacin de reservas de regulacin terciaria facilitada por los sujetos del mercado asociados a unidades de programacin proveedoras de este servicio deber ser coherente con la informacin estructural comunicada por el correspondiente sujeto del mercado al OS, conforme al procedimiento de operacin por el que se establecen los intercambios de informacin, as como con la situacin particular en tiempo real de cada unidad fsica de produccin y de consumo de bombeo que integran las respectivas unidades de programacin.

Las unidades de programacin correspondientes a instalaciones de produccin o a instalaciones de consumo de bombeo debern ofertar, para cada perodo de programacin, toda su reserva disponible de regulacin terciaria, tanto a subir como a bajar, en MW, y el precio de la energa correspondiente, en €/MWh.

En caso de que el OS detectase que la reserva de regulacin terciaria disponible en el programa previsto no permite cubrir los requerimientos necesarios, ordenar, en aplicacin del procedimiento de restricciones tcnicas, el acoplamiento de grupos trmicos adicionales, para permitir disponer de la reserva de regulacin terciaria requerida en el sistema elctrico peninsular espaol.

El precio de oferta por la asignacin de reserva de regulacin terciaria a bajar tiene carcter de precio de recompra de la energa no producida equivalente.

Las ofertas debern respetar los precios mximos que, en su caso, puedan ser establecidos en la normativa de aplicacin.

Las ofertas de reserva de regulacin terciaria podrn estar limitadas en energa, con lo que su asignacin en un determinado perodo puede implicar la anulacin o modificacin de la oferta para los subsiguientes perodos. La limitacin abarcar, como mnimo, un perodo de programacin siendo anulada la oferta en los perodos de programacin siguientes, en caso de ser sta asignada.

En el anexo I de este procedimiento se resumen los principales criterios de validacin de ofertas que son aplicados en las distintas fases del proceso de asignacin.

7. Actualizacin de las ofertas de regulacin terciaria.

Los sujetos del mercado asociados a las unidades de produccin proveedoras del servicio debern actualizar sus ofertas de regulacin terciaria, dentro del propio da de operacin, siempre que su reserva se haya visto modificada por una de las siguientes causas:

• Utilizacin de dicha capacidad por asignaciones en el Mercado Intradiario (MI) o en el mercado de gestin de desvos.

• Indisponibilidad de la unidad de produccin o de consumo de bombeo.

• Aportacin de banda de regulacin secundaria.

• Otras causas justificadas.

El perodo para la actualizacin de las ofertas de regulacin terciaria correspondientes a cada perodo de programacin finalizar 60 minutos antes del inicio de cada perodo de programacin, salvo en aquellos casos en los que el OS comunique a los sujetos, a travs del sistema de informacin del OS, una prolongacin de este periodo de actualizacin de ofertas, prolongacin que en cualquier caso deber contemplar un margen de, al menos, 25 minutos antes del inicio del horizonte de programacin inmediato siguiente.

8. Asignacin de ofertas de regulacin terciaria.

En el anexo II de este procedimiento se resumen las principales caractersticas del algoritmo utilizado para la asignacin de las ofertas de regulacin terciaria.

Como criterios generales, cabe sealar los siguientes:

• El OS asignar la prestacin del servicio con criterios de mnimo coste, teniendo en cuenta las ofertas existentes en el momento de proceder a su asignacin.

• En caso de que la asignacin de una oferta de regulacin terciaria origine una restriccin tcnica en el sistema, sta no ser asignada.

• Cuando se asigne a una unidad de programacin correspondiente a instalaciones de produccin o a instalaciones de consumo de bombeo una oferta de regulacin terciaria en un sentido, en el caso de que posteriormente, dentro de la misma hora, se presente la necesidad de asignar reserva de regulacin terciaria en sentido opuesto, se asignar esta ltima mediante la reduccin, en primer lugar, de las asignaciones que se hubieran efectuado con anterioridad en sentido contrario, sin afectar al precio marginal de la reserva de regulacin terciaria en este nuevo sentido, siempre que dicha desasignacin parcial o total sea suficiente. La valoracin econmica de asignaciones de regulacin terciaria a subir y a bajar ser nicamente por la energa efectivamente solicitada en el intervalo de tiempo en el que se ha mantenido la asignacin.

• La asignacin de una oferta de reserva de regulacin terciaria en un instante determinado, mantenida durante un cierto perodo de tiempo, equivale a la aplicacin de un redespacho de energa sobre el programa de energa previo de dicha unidad de programacin. Este redespacho es calculado en base al producto de la variacin de potencia asociada a la oferta de regulacin terciaria asignada por el tiempo en el que se mantiene dicha asignacin. Se determinar as la energa de regulacin terciaria programada como la resultante de considerar una rampa de variacin de potencia de 15 minutos a partir del momento de asignacin de la oferta, mantenindose despus de pasados dichos 15 minutos, el valor final de potencia sin variacin hasta el instante final de asignacin o, en su caso, hasta el instante de desasignacin de la oferta de regulacin terciaria previamente asignada, en el caso de que esta desasignacin tenga lugar antes de llegado el instante final de asignacin establecido inicialmente.

9. Solucin de anomalas y reclamaciones relativas al proceso de asignacin de ofertas

Una vez publicado el resultado del proceso de asignacin de ofertas de regulacin terciaria, los sujetos del mercado asociados a las unidades de programacin podrn presentar reclamaciones a este proceso, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operacin por el que se establece la programacin de la generacin.

El OS gestionar, a la mayor brevedad posible, estas reclamaciones o cualquier anomala que haya podido ser identificada en el proceso de asignacin de ofertas, procediendo a efectuar un nuevo proceso de asignacin, en caso de que la solucin de la anomala as lo haga necesario, siempre que ello sea posible, con el debido respeto de los plazos de tiempo mximo admisible establecidos y publicados por el OS, para garantizar que no se vean negativamente afectados los posteriores procesos de programacin de la operacin.

10. Liquidacin del servicio

El tratamiento econmico del servicio complementario de regulacin terciaria est definido en el procedimiento de operacin por el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones de pago.

10.1 Liquidacin de la provisin del servicio. Las unidades de programacin correspondientes a instalaciones de produccin o a instalaciones de consumo de bombeo habilitadas para la provisin del servicio complementario de regulacin terciaria, podrn modificar su programa de energa por la asignacin de ofertas de regulacin terciaria.

La energa de regulacin terciaria utilizada ser valorada al precio marginal de las ofertas de regulacin terciaria asignadas en cada perodo de programacin, distinguiendo la reserva a subir de la reserva a bajar, y siendo calculado dicho precio marginal de acuerdo con el mecanismo especificado en el anexo II de este procedimiento.

En el caso de aparecer una restriccin tcnica en tiempo real, programndose para su resolucin ofertas de reserva de regulacin terciaria, estas ofertas no intervendrn en la formacin del precio marginal de utilizacin de la energa de regulacin terciaria en el perodo de programacin correspondiente.

El mismo criterio de liquidacin ser aplicable a aquella reserva de regulacin terciaria que, a pesar de la obligatoriedad de la presentacin de dicha oferta, no haya sido ofertada y para la que el OS haya requerido la utilizacin de la correspondiente reserva de regulacin terciaria. El OS informar a la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia de estos incumplimientos en la oferta de toda la regulacin terciaria, tanto a subir como a bajar, disponible en la unidad.

Se revisarn las asignaciones de este servicio para verificar el cumplimiento efectivo del mismo. En concreto, se verificar el cumplimiento del valor del saldo neto de las asignaciones de gestin de desvos y regulacin terciaria por zona de regulacin o para cada conjunto de unidades de programacin del mismo sujeto de liquidacin.

El clculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago est definido en el procedimiento de operacin por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago.

10.2 Distribucin de los costes derivados de la provisin del servicio de regulacin terciaria. La liquidacin de los costes derivados de la modificacin del programa de energa de unidades de programacin por la asignacin de ofertas de regulacin terciaria ser repercutido de acuerdo con los criterios especificados en el procedimiento de operacin por el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones de pago.

11. Control del cumplimiento del servicio asignado

El OS comprobar el cumplimiento del requisito solicitado de regulacin terciaria mediante las telemedidas de potencia activa registradas en su sistema de control de energa en tiempo real, verificndose la idoneidad de las respuestas de la unidad de programacin correspondiente a las instalaciones de produccin o de consumo de bombeo, tanto en trminos de variacin de la potencia (escaln de potencia), como del cumplimiento del tiempo mximo (15 minutos) en el que dicha modificacin de potencia debe tener lugar.

12. Mecanismo excepcional de asignacin

En los casos en los que, por razones de urgencia, ausencia de ofertas por fuerza mayor, o de otra ndole no prevista o controlable, no sea posible la asignacin de ofertas de regulacin terciaria, el OS podr adoptar las decisiones de programacin que considere ms oportunas, para la utilizacin de la reserva de regulacin terciaria disponible en el sistema, justificando posteriormente sus actuaciones ante los sujetos afectados y ante la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, sin perjuicio de la retribucin a la que hubiera lugar por la citada prestacin del servicio y por las modificaciones de los programas de las unidades de programacin correspondientes a instalaciones de produccin o de consumo de bombeo que fuesen necesarias.

Las asignaciones de energa de regulacin terciaria que, en su caso, pueda aplicar el OS por mecanismo excepcional de asignacin sern valoradas:

Para asignaciones de energa de regulacin terciaria a subir: A un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoracin KMAY, de valor igual a 1,15 sobre el precio marginal horario resultante de las asignaciones de regulacin terciaria a subir que se hayan realizado en dicha hora o, en su defecto, sobre el precio marginal horario del mercado diario.

Para asignaciones de energa de regulacin terciaria a bajar: A un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoracin KMIN, de valor igual a 0,85 sobre el precio marginal horario resultante de las asignaciones de regulacin terciaria a bajar que se hayan realizado en dicha hora o, en su defecto, sobre el precio marginal horario del mercado diario.

ANEXO I
Criterios de validacin de las ofertas de reserva de regulacin terciaria

Las ofertas presentadas por los sujetos del mercado asociados a las unidades de programacin para la prestacin del servicio complementario de regulacin terciaria sern sometidas a los criterios de validacin recogidos en el presente anexo.

La participacin en este proceso se llevar a cabo a travs del envo de bloques de ofertas para distintos perodos de programacin, constituyndose las ofertas como las agrupaciones de los bloques ofertados para un mismo perodo de programacin.

1. Validacin de los bloques de oferta

Slo se admitir una oferta por unidad de programacin para la venta de energa correspondiente a unidades de generacin o por unidad de programacin para la adquisicin de energa para consumo de bombeo para cada fecha de convocatoria. De esta forma, si para una misma fecha de convocatoria se enva ms de una vez informacin para una misma unidad de programacin, la ltima informacin sustituir a la anterior.

La oferta deber ser enviada por el sujeto del mercado asociado a la unidad de programacin a la que corresponde la oferta.

El perodo de tiempo que cubre la oferta deber estar incluido en el horizonte de la convocatoria abierta vigente en el momento de recepcin de la oferta.

Solo se admitirn como vlidas las ofertas con fecha y perodo de programacin igual o superior al siguiente perodo de programacin en curso, y que abarquen todos los perodos de programacin del da siguiente.

Cada uno de los bloques de una oferta de regulacin terciaria a subir, deber de respetar los precios mximos que, en su caso, puedan ser establecidos en la normativa de aplicacin.

S uno o varios bloques de una oferta de regulacin terciaria han sido asignados bien en el mercado de regulacin terciaria, bien por seguridad para resolver una restriccin tcnica identificada en tiempo real, slo se admitir despus la recepcin de nuevos bloques que complementen la oferta, pero no modificaciones de los bloques ya existentes en el momento de la asignacin.

En caso de incumplimiento de alguno de los criterios de validacin anteriormente expuestos, la oferta ser rechazada.

2. Comprobaciones previas a la asignacin de las ofertas.

Estas comprobaciones se efectan al establecer las escaleras de ofertas de regulacin terciaria a subir y a bajar, y siempre antes de la asignacin de ofertas, al requerir la consideracin de informaciones tales como limitaciones de programa por seguridad e indisponibilidades de unidades de produccin, que pueden haberse visto modificadas desde el momento en el que se leyeron las ofertas.

Las comprobaciones que se realizan antes de la asignacin de las ofertas son las siguientes:

• No violacin de lmites por seguridad.

• No violacin de limitaciones por indisponibilidad (comunicada por el sujeto del mercado asociado a la unidad de programacin proveedora del servicio o, en su defecto, introducida por el OS, tras comunicacin previa del sujeto del mercado asociado a de dicha unidad de programacin).

• No violacin de los lmites de potencia fsicos del grupo (slo en el caso de grupos trmicos y unidades de bombeo).

• No oferta de una energa a bajar mayor de su programa de generacin, o para las unidades de programacin para la adquisicin de energa para bombeo, oferta de energa a subir mayor que su programa de bombeo.

• Cuando un bloque de oferta viole alguno de estos lmites, el bloque ser truncado hasta el punto en que deje de violar el lmite.

En este mercado, al poder efectuarse asignaciones de duracin inferior a un perodo de programacin, al aplicar la validacin se tiene en cuenta el perfil de potencia de la unidad de programacin.

ANEXO II
Algoritmo de asignacin de ofertas de regulacin terciaria

1. Caractersticas fundamentales del algoritmo de asignacin

Las caractersticas principales de este algoritmo de asignacin de ofertas son las siguientes:

El algoritmo asigna ofertas de potencia (MW), no de energa.

El proceso de asignacin abarca un determinado perodo de programacin.

Admite asignaciones de duracin inferior a un perodo de programacin. En este caso, el horizonte de asignacin abarca el perodo comprendido entre los minutos de inicio y final de la asignacin establecidos por el operador, o bien, hasta el final del perodo de programacin en cuestin, en el caso de que el operador no establezca de forma explcita un instante final de asignacin distinto del instante final de dicho perodo de programacin.

Mercado marginalista en el que el precio de la asignacin de ofertas en cada perodo de programacin viene determinado por el precio de la oferta de precio ms elevado (o de menor precio, si se trata de reserva de regulacin terciaria a bajar) que haya sido asignada de forma parcial o total en dicho perodo de programacin.

Proceso de asignacin meramente econmico. El algoritmo no impone ninguna restriccin.

No se admiten bloques de oferta indivisibles.

2. Descripcin del funcionamiento del algoritmo

El procedimiento utilizado en el proceso de asignacin de ofertas es el siguiente:

Construccin de una lista con todos los bloques vlidos que ofertan en el perodo de programacin en cuestin (escalera de terciaria a subir y a bajar).

Ordenacin de la escalera por precio de oferta:

El criterio de ordenacin depende del tipo de oferta. As, los bloques que ofertan reserva de regulacin terciaria a subir se ordenan de menor a mayor precio y los que ofertan reserva de regulacin terciaria a bajar se ordenan de mayor a menor precio de oferta.

Cuando previamente a una asignacin, se hubiera realizado una asignacin de reserva de regulacin terciaria en sentido opuesto, tienen preferencia los bloques asignados anteriormente. Es decir, para ir en direccin contraria, siempre se desasigna lo que se hubiera asignado previamente antes de asignar nuevas ofertas en sentido opuesto.

Cuando existen varios bloques de oferta con el mismo precio, stos se ordenan en primer lugar dando prioridad a la no reduccin de la produccin (caso de asignacin de ofertas a bajar) o al aumento de la produccin (caso de asignacin de ofertas a subir) de las instalaciones que utilicen fuentes de energa renovable y, tras ellas, a las instalaciones de cogeneracin de alta eficiencia, y despus por orden de llegada de los ficheros de oferta.

Una vez finalizada la asignacin, se convierte la potencia asignada en el correspondiente redespacho en energa y se genera as la correspondiente asignacin de energa de regulacin terciaria.

El precio de la asignacin de ofertas depende del tipo de oferta. As las asignaciones de los bloques que ofertan regulacin terciaria a subir van asociadas al precio marginal de la reserva de regulacin terciaria a subir, mientras que las de los bloques que ofertan regulacin terciaria a bajar van asociadas al precio marginal de la reserva de regulacin terciaria a bajar.

Aunque dentro de un mismo perodo de programacin se realicen varias sesiones de asignacin de ofertas de reserva de regulacin terciaria, slo existir en dicho perodo de programacin un nico precio marginal de regulacin terciaria a subir (si se han asignado en dicho perodo de programacin ofertas de regulacin terciaria a subir) y otro de regulacin terciaria a bajar (si se han asignado en dicho perodo de programacin ofertas de regulacin terciaria a bajar). Estos precios sern los extremos de las asignaciones de ofertas realizadas en dicho perodo de programacin (oferta de precio ms elevado, en el caso de la regulacin terciaria a subir, y oferta de menor precio, en el caso de la regulacin terciaria a bajar). Puede ocurrir que no haya precio marginal en algn sentido (subir o bajar), en el caso de que no haya sido preciso asignar ofertas de dicha escalera (escalera de terciaria a subir a bajar), al haber existido nicamente asignaciones y desasignaciones de ofertas en la escalera de regulacin terciaria contraria.

P.O. 9 INFORMACIN INTERCAMBIADA POR EL OPERADOR DEL SISTEMA

1. Objeto

El objeto de este Procedimiento es definir la informacin que debe intercambiar el Operador del Sistema (OS) 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 informacin incluye, entre otras, la correspondiente a los datos estructurales de las instalaciones del sistema elctrico, la relativa a la situacin en tiempo real de las mismas (estado, medidas, etc.), la informacin intercambiada para la adecuada operacin del sistema, la informacin necesaria para la elaboracin de las estadsticas relativas a la operacin del sistema, la requerida para el anlisis de los incidentes del sistema elctrico, as como la que se refiere a los datos para las liquidaciones de las entregas y tomas de energa asociadas a las transacciones efectuadas en el mercado de produccin de energa elctrica.

Se establece en este Procedimiento, con el detalle que procede en cada caso, la forma en que se realizar el intercambio de la informacin entre el OS y los distintos sujetos del sistema elctrico espaol, el modo de acceso a la informacin, la forma de estructurarla y organizarla (bases de datos), su carcter (pblico o confidencial) y su tratamiento posterior (anlisis, estadsticas e informes).

2. mbito de aplicacin

Dentro del mbito del Sistema Elctrico Peninsular:

Operador del Sistema (OS).

Operador del Mercado (OM).

Gestores de las redes de distribucin.

Transportista nico y distribuidores que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.

Sujetos del Mercado y resto de sujetos del sistema definidos en la regulacin del sector elctrico.

3. Procesos de gestin de informacin en los que interviene el operador del sistema

Los procesos de intercambio de informacin en los que interviene el OS se pueden agrupar de la siguiente forma:

a) Datos Estructurales del Sistema Elctrico.

b) SIOS: Sistema de Informacin de la Operacin del Sistema.

c) Concentrador Principal de Medidas Elctricas.

d) Sistema de Control de la Operacin en Tiempo Real (STR).

e) Otras informaciones que deban enviar los sujetos del sistema.

f) Estadsticas e Informacin Pblica relativa a la Operacin del Sistema.

g) Anlisis e informacin de incidentes en el sistema elctrico.

h) Liquidacin bajo responsabilidad del OS.

En lo que se refiere a los epgrafes a, b, c, d, e y f, los sujetos del Sistema debern facilitar al OS toda la informacin requerida, de acuerdo con lo establecido en el presente Procedimiento, y sern responsables de hacer llegar al OS sin dilacin, cualquier posible actualizacin de la informacin previamente comunicada.

En el caso de los requerimientos de informacin correspondientes a los epgrafes b, c, d, e y f, los sujetos del sistema sern responsables de depositar en los propios sistemas de informacin del OS la informacin recogida en el presente Procedimiento, as como de proveer los mecanismos de comunicacin necesarios y hacerse cargo de sus costes.

Los sujetos garantizarn que:

a) La informacin suministrada es la correcta.

b) La informacin est disponible para el OS con el mnimo retraso de tiempo posible y con el estampado de tiempos adecuado.

c) Los sistemas de comunicaciones son redundantes, fiables y seguros.

d) La transmisin de informacin se ajusta a las caractersticas de protocolos de comunicacin y frecuencia de envo de informacin definidas por el OS.

4. Datos estructurales del sistema elctrico

Son los datos de las instalaciones de la red de transporte y de la red observable, as como de los grupos generadores, consumidores y elementos de control y proteccin, que el OS precisa para ejercer sus funciones, facilitando los anlisis de seguridad y los estudios de funcionamiento del sistema elctrico.

4.1 Responsabilidades: El OS es responsable de recopilar, mantener y actualizar los datos estructurales del sistema elctrico. La informacin se estructura y organiza en la Base de Datos Estructurales del Sistema Elctrico (BDE).

Los sujetos titulares o representantes de unidades de programacin para la venta de energa en el mercado de produccin, los consumidores conectados a la red de transporte, el transportista nico, los distribuidores (incluidos los que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte), y los gestores de las redes de distribucin, vendrn obligados a suministrar al OS la informacin 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 el sistema elctrico gestionado por el OS.

Igualmente incluir los registros de los elementos en proyecto y construccin y de los elementos planificados, con los valores disponibles, si bien stos se considerarn provisionales hasta su puesta en servicio. Estos ltimos registros tendrn carcter confidencial, y se darn de alta para facilitar la realizacin de los estudios de planificacin de la red de transporte y los diferentes anlisis de previsiones del sistema elctrico.

El contenido de la BDE responder a la siguiente estructura:

• Sistema de Produccin.

– Instalaciones de produccin basadas en generadores sncronos conectados directamente a la red (hidrulica, trmica, solar trmica).

– Instalaciones elicas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de produccin cuya tecnologa no emplee un generador sncrono conectado directamente a la red.

– Informacin bsica necesaria para la programacin de la operacin y la participacin en los servicios de ajuste del sistema.

• Red de Transporte.

– Subestaciones.

– Parques.

– Lneas y cables.

– Transformadores.

– Elementos de control de potencia activa o reactiva.

• Instalaciones de Consumo conectadas a la Red de Transporte.

• Red Observable.

– Subestaciones.

– Parques.

– Lneas y cables.

– Transformadores.

– Elementos de control de potencia reactiva.

La estructura y relacin de datos que deben suministrar al OS los diferentes sujetos del sistema se recogen en el documento Contenido de la base de datos estructural del operador del sistema, incluido en el Anexo I.

4.3 Proceso de carga: El OS definir el soporte informtico empleado y habilitar las plantillas de las fichas de datos con los formatos necesarios.

El OS pondr a disposicin del sujeto propietario o representante del elemento al que se refiere toda la informacin de que disponga acerca de cada elemento.

Los sujetos efectuarn una comprobacin de la informacin disponible y cumplimentarn las fichas relativas a sus instalaciones con la mejor informacin disponible.

Una vez cumplimentadas y validadas las fichas por parte de cada sujeto, ste comunicar al OS el resultado de su revisin.

4.4 Actualizacin de la informacin: La actualizacin de la informacin contenida en la BDE puede ser propiciada por cualquiera de las tres circunstancias siguientes:

Por haberse producido modificaciones de diseo en algn elemento.

Por alta o baja de algn elemento.

Por haberse detectado un valor errneo en algn campo.

Cuando se produzca alguna de las tres circunstancias anteriores, el sujeto propietario del elemento correspondiente o el sujeto que acte en su representacin deber comunicar al OS las modificaciones necesarias a incorporar.

El OS pondr a disposicin de cada sujeto los datos actualizados de los elementos de su propiedad o de aquellos a quienes represente recogidos en la base de datos con objeto de que los sujetos 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 informacin: La informacin contenida en la BDE tendr carcter confidencial para todos los sujetos excepto para:

La Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que podr disponer de toda la informacin.

La Administracin competente en materia de energa, que podr disponer de toda la informacin.

Los gestores de las redes de distribucin, que podrn disponer de los datos de las instalaciones ubicadas en la red de distribucin bajo su mbito de gestin

Aquellos terceros a los que el OS tenga necesidad de ceder informacin para el ejercicio de sus funciones y obligaciones, minimizando, en todo caso, el volumen de informacin transmitida, y contando siempre con la autorizacin de los titulares de la informacin generada y la firma de un acuerdo de confidencialidad y limitacin de uso entre el receptor de la informacin y el OS. No obstante, cuando la informacin consista en los modelos que caracterizan el comportamiento esttico y dinmico de las instalaciones o equipamiento y configuracin de los sistemas de proteccin, siempre que no se trate de los cdigos de programa fuente de los modelos que caracterizan el comportamiento esttico y dinmico de las instalaciones, ni de los informes de validacin de la idoneidad de cualquier modelo de estudio o de simulacin, ser suficiente con la firma de un acuerdo de confidencialidad y limitacin de uso, entre el receptor de la informacin y el OS.

Todos los sujetos del sistema, que podrn disponer de los datos relativos a las instalaciones en servicio de la red de transporte.

5. Sistemas de informacin del operador del sistema

Los datos que, en el cumplimiento de sus funciones, el OS debe manejar para realizar los procesos que tiene encomendados, a partir de la comunicacin de los contratos bilaterales establecidos con anterioridad al mercado diario, la casacin de las ofertas presentadas al mercado en el horizonte diario e intradiario, contratos bilaterales con entrega fsica comunicados al OS con posterioridad al mercado diario y programas en las interconexiones internacionales, incluyendo, los procesos asociados a la asignacin de capacidad en dichas interconexiones, hasta el establecimiento de cada una de las programaciones horarias y la asignacin de los servicios de ajuste del sistema, sern gestionados por los Sistemas de Informacin del Operador del Sistema (SIOS).

El Sistema de Informacin esios realizar los procesos de subasta, clculo, registro y archivo de datos intermedios y resultados de los procesos antes indicados.

El Sistema de Informacin esica llevar a cabo las subastas explicitas para la asignacin de capacidad en aquellas interconexiones internacionales en las cuales este proceso sea de aplicacin.

El Sistema de Informacin SIOSbi realizar el archivo, gestin y publicacin de la informacin histrica asociada a los procesos anteriores.

La informacin gestionada y almacenada por el SIOS ser asimismo utilizada con posterioridad en los procesos liquidatorios que son responsabilidad del OS.

El SIOS constituye el nico medio del OS para la realizacin de los intercambios de informacin con los sujetos del mercado (SM), el OM y otros sujetos del sistema elctrico.

En la ejecucin de los procesos e intercambios de informacin indicados en el prrafo anterior, sobre los datos gestionados y almacenados por el SIOS, el OS deber garantizar:

a) Confidencialidad absoluta y a toda prueba de la informacin propiedad de cada sujeto del mercado (SM).

b) Acuse de recibo a cada sujeto de mercado de sus ofertas, con indicacin de fecha y hora.

c) Sistema de acceso remoto, rpido, fiable y fcilmente utilizable.

Con objeto de garantizar la mxima disponibilidad, los Sistemas de Informacin del SIOS son sistemas redundantes. Adems, el esios dispondr de un sistema de respaldo en una localizacin 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 esios se ejecutarn en el centro de respaldo, siendo responsabilidad de los sujetos del mercado (SM), el OM y otros sujetos del sistema elctrico el disponer de los medios de comunicacin con este centro de respaldo utilizando los modos de acceso definidos por el OS.

5.1 Bases de datos de los sistemas de informacin del Operador del Sistema: El OS mantendr en sus bases de datos toda la informacin necesaria para la correcta gestin de la programacin de la operacin, los servicios de ajuste del sistema y la gestin de los intercambios internacionales que estn bajo su responsabilidad.

Las bases de datos del SIOS cumplirn los siguientes requisitos:

a) Dimensionamiento adecuado para permitir el almacenamiento de toda la informacin.

b) Toda la informacin de las bases de datos estar validada.

c) Integridad referencial de los datos grabados.

d) Gestin histrica asociada a toda la informacin.

5.2 Accesos al SIOS: El acceso al SIOS por parte de los sujetos del mercado, del OM, de otros sujetos del sistema elctrico o del pblico en general, se har en funcin del carcter de la informacin a la que se tiene acceso, ya sea pblica o confidencial de acuerdo con los criterios que se recogen en el apartado 5.8.

5.3 Medios de intercambio de informacin: La comunicacin entre el OS, el OM y los Sujetos del Mercado y otros sujetos o entidades participantes en el mercado de produccin, as como la divulgacin de la informacin pblica de libre acceso se har por medios electrnicos de intercambio de informacin, utilizando en cada momento las tecnologas que, en conformidad con los requisitos indicados en el apartado 5, sean ms adecuadas.

La adopcin de nuevos medios electrnicos de intercambio de informacin, as como la suspensin de la utilizacin de alguno de los existentes, se comunicar a los usuarios con la suficiente antelacin de forma que stos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informacin.

El OS publicar los medios electrnicos de intercambio de informacin disponibles y sus caractersticas, aqullos 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 realizacin de los intercambios de informacin, el OS dispondr de diversos medios alternativos de uso comn para acceder tanto al sistema principal como al de respaldo y comunicar a los usuarios los detalles tcnicos necesarios para el acceso y los procedimientos de actuacin en caso de conmutacin entre los dos sistemas.

La instalacin, mantenimiento y configuracin de los canales de comunicacin 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.

5.5 Servicios de acceso: Segn el tipo de informacin, existirn dos servicios de acceso: Privado y pblico.

El servicio privado estar reservado nicamente a los sujetos del mercado, el OM y otros sujetos del sistema elctrico.

Las direcciones electrnicas de los servicios de acceso privado y pblico sern facilitadas por el OS.

Los servicios de acceso, tanto privados como pblicos utilizarn las tecnologas ms adecuadas en cada caso.

Para la utilizacin del servicio de acceso privado ser necesario un certificado digital personal otorgado por el OS de acuerdo a la normativa en vigor. Para la utilizacin del servicio de acceso pblico no ser necesario ningn 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 utilizacin de los siguientes elementos:

a) Canal de comunicacin cifrado para asegurar la privacidad de la informacin intercambiada.

b) Uso de certificados digitales para la autenticacin al realizar las conexiones con el SIOS, la firma de los documentos electrnicos que constituyen los intercambios de informacin, y garantizar el no repudio de dichos documentos.

Los certificados del apartado b) anterior, se emitirn almacenados en un fichero en alguno de los formatos estndar del mercado. El fichero estar protegido por una contrasea para evitar su utilizacin indebida. Los depositarios del certificado sern los responsables de la gestin de esta contrasea, pudiendo modificarla cuando lo crean conveniente. Los SM y otros sujetos y entidades de mercado de produccin podrn 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 extravo deber comunicar este hecho lo antes posible al OS, para que ste proceda a dar de baja, a la mayor brevedad posible, el certificado.

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

Los certificados digitales se emitirn con fecha de caducidad. Ser responsabilidad del usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar, en su caso, la renovacin del certificado con una antelacin no inferior a 5 das laborables respecto a la fecha de caducidad.

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

5.6 Gestin de la informacin: El OS podr establecer con el exterior intercambios de informacin en ambos sentidos:

• Informacin comunicada por el OS.

• Informacin comunicada al OS.

La informacin intercambiada por el OS podr tener distinto carcter:

• Pblico.

• Confidencial en los trminos que se establecen en los apartados 5.8 y 5.10.

5.7 Intercambios de informacin: Todos los intercambios de informacin se realizarn mediante documentos electrnicos de contenido y formato determinados, que sern publicados por el OS en el SIOS. Utilizando estos documentos electrnicos los SM, OM y otros sujetos o entidades participantes en el mercado de produccin remitirn al SIOS la informacin correspondiente, por los medios que se establezcan, y en los horarios especificados en los correspondientes Procedimientos de Operacin.

Los documentos electrnicos intercambiados con los Sujetos del Mercado y otros sujetos y entidades del mercado elctrico, su contenido, formato y plazos de publicacin o recepcin por el OS se describen en un nico documento denominado Intercambio de Informacin con el Operador del Sistema, organizado en una serie de volmenes:

• Volumen 1. Mercados de Produccin.

• Volumen 2. Liquidaciones.

• Volumen 3. Control de Tensin.

Estos volmenes y sus modificaciones sern publicados, con la antelacin suficiente antes de su entrada en vigor, en la web pblica www.esios.ree.es del Sistema de Informacin del OS.

Los documentos electrnicos intercambiados con los participantes en los procesos de asignacin de capacidad en las interconexiones mediante subastas explcitas sern publicados en el sistema esica: www.esica.eu.

Los documentos intercambiados con el Operador del Mercado, su contenido, formato y plazos de publicacin o recepcin por el OS se describen en el documento denominado Modelo de Ficheros para el Intercambio de Informacin entre el OS y el OM que ser publicado conjuntamente por el OS y el OM por los medios que cada operador establezca.

5.8 Criterios de publicidad de la informacin: Los criterios de publicidad de la informacin gestionada por el OS sobre los procesos relacionados con el Mercado de Produccin Elctrica son los establecidos en el Real Decreto-Ley 6/2000 de 23 de junio, en el informe 1/2001 de la CNE (actual CNMC) sobre las propuestas de modificacin de las Reglas de funcionamiento del mercado con objeto de adaptarlas al Real Decreto-Ley 6/2000, en el Escrito de la Direccin General de Poltica Energtica y Minas de fecha 19 de noviembre de 2004 y lo dispuesto en la regulacin europea en relacin con la transparencia de la informacin sobre el mercado de produccin de energa elctrica. Estos criterios son los siguientes:

• El OS har pblico el resultado de los procesos de operacin del sistema elctrico, al ser stos objeto de su responsabilidad, con respeto a los plazos que se determinan.

• El OS, en el mbito de su competencia, har pblicos los datos agregados comprensivos de volmenes y precios, as como los datos relativos a las capacidades comerciales, intercambios intracomunitarios e internacionales por interconexin y, en su caso, por sistema elctrico, as como las curvas agregadas de oferta y demanda correspondientes.

• El OS, antes de estar obligado a hacerla pblica, garantizar el secreto de la informacin de carcter confidencial puesta a su disposicin por los sujetos del mercado, tal y como se establece en el apartado 2k) del artculo 30 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

5.9 Informacin pblica: Informacin que el OS hace pblica sobre los procesos de operacin del sistema elctrico.

Esta informacin, que depende del periodo al que afecta la informacin y del momento en que se hace pblica, ser publicada en la web pblica del Sistema de Informacin del OS (www.esios.ree.es).

5.9.1 En tiempo real: La informacin que el OS publicar tan pronto est disponible es la siguiente:

• La previsin de la demanda del sistema peninsular espaol con un horizonte de 30 horas y la demanda real registrada para cada hora.

• La previsin de la produccin elica y solar trmica y solar fotovoltaica del sistema peninsular espaol con horizonte temporal comprendido entre la hora siguiente a dicha publicacin y el perodo horario final del da siguiente.

• Indisponibilidades de unidades de generacin o consumo de bombeo:

– Indisponibilidades programadas de 100 MW o ms, incluidas las variaciones de 100 MW o ms en la indisponibilidad programada de dichas unidades.

– Indisponibilidades no programadas de 100 MW o ms.

– Indisponibilidades totales programadas desagregadas conforme a las categoras establecidas en el apartado 5.9.3.

– Indisponibilidades totales no programadas desagregadas conforme a las categoras establecidas en el apartado 5.9.3.

• Indisponibilidades de unidades de consumo:

– Indisponibilidades programadas de 100 MW o ms, incluidas las variaciones de 100 MW o ms en la indisponibilidad programada de dichas unidades.

– Indisponibilidades no programadas de unidades con una potencia nominal en el punto de suministro de 100 MW o ms.

• Fechas de inicio y fin para indisponibilidades que modifiquen la capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales en un valor igual o superior a 100 MW.

• Las fechas de inicio y fin para planes de mantenimiento que modifiquen la capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales en un valor igual o superior a 100 MW.

• La capacidad programable del enlace entre el sistema elctrico peninsular y el sistema elctrico balear, actualizada en tiempo real.

• La capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales, actualizada en tiempo real.

• Las especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas explcitas intradiarias de capacidad de la interconexin con Francia, en la forma y plazos que se establecen en las Reglas Conjuntas de asignacin de capacidad de la interconexin entre Espaa y Francia.

• Los programas brutos y agregados de intercambios internacionales actualizados en tiempo real.

• Las rentas de congestin procedentes de la gestin de las interconexiones internacionales.

• Los flujos fsicos medidos para cada hora en las interconexiones Francia-Espaa, Portugal-Espaa y Espaa-Marruecos.

• El resultado agregado de la solucin de restricciones tcnicas en tiempo real y la comunicacin de otras anotaciones (indisponibilidades y desvos) realizadas durante la operacin en tiempo real.

• El resultado agregado, curvas de ofertas, y precio marginal de los mercados de los servicios de ajuste del sistema de regulacin terciaria y de gestin de desvos.

– Programas horarios de intercambios transfronterizos de energas de balance en cada una de las interconexiones del sistema elctrico espaol.

– Ofertas de energas de balance a subir y a bajar enviadas a la plataforma comn de servicios transfronterizos de balance.

– Ofertas de energas de balance activadas por el operador del sistema elctrico espaol en cada una de las interconexiones del sistema elctrico espaol.

– Ofertas de energas de balance presentadas por el operador de sistema, activadas por los operadores de los sistemas elctricos vecinos interconectados (informacin por interconexin).

• Los Programas Horarios Operativos (P48) desagregados que resultan tras la incorporacin de todas las asignaciones efectuadas en firme en tiempo real.

• El precio de los desvos respecto a programa, as como el volumen de los desvos generacin-demanda.

• Valores horarios de generacin agregados en funcin de las categoras indicadas en el apartado 5.9.3.

5.9.2 Diariamente.

Con periodicidad diaria se publicar la siguiente informacin:

• La informacin sobre el da siguiente, y la semana mvil siguiente, correspondiente a:

– Capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales con una antelacin no inferior a una hora respecto a la hora de cierre del periodo de presentacin de ofertas al mercado diario.

– Previsin de la demanda del sistema peninsular espaol con una antelacin no inferior a dos horas respecto a la hora de cierre del periodo de presentacin de ofertas al mercado diario.

– La previsin de la produccin elica, solar trmica y solar fotovoltaica del sistema peninsular espaol con una antelacin no inferior a las 18h00 CET del da anterior al de suministro.

• Despus el correspondiente mercado o proceso de gestin tcnica:

– Resultado agregado del programa de entrega de energa a travs del enlace Pennsula-Baleares.

– Resultado agregado de la subasta de capacidad de intercambio entre contratos bilaterales fsicos de aquellas interconexiones en las que no existe un mecanismo coordinado de asignacin de capacidad.

– Resultados agregados de la solucin de restricciones tcnicas en el PDBF y tras cada una de las sesiones de mercado intradiario.

– Resultado agregado, curvas de ofertas y precio marginal de la asignacin de reserva de potencia de regulacin secundaria.

– Resultado agregado, curvas de ofertas y precio marginal de la asignacin de reserva de potencia adicional a subir.

– Resultado agregado de la asignacin diaria de ofertas de recursos adicionales para el control de tensin de la red de transporte.

– Programa diario base de funcionamiento (PDBF), Programa diario viable provisional (PDVP) y Programas Horarios Finales (PHF), desagregados para cada uno de los tipos de produccin indicados en el apartado 5.9.3.

El da D+1 la informacin correspondiente al da D:

– Resultado agregado y precio marginal de la energa de regulacin secundaria utilizada.

5.9.3 A los tres das.

• Una vez transcurridos tres das se publicar la informacin horaria correspondiente al resultado de la programacin de los mercados de servicios de ajuste del sistema del da D, agregada en funcin de las siguientes categoras:

– Hidrulica.

– Elica.

– Solar fotovoltaica.

– Solar trmica.

– Otras renovables (biomasa, biogs,…).

– Nuclear.

– Turbinacin Bombeo.

– Ciclo Combinado.

– Carbn.

– Fuel-Gas.

– Cogeneracin.

– Residuos.

– Consumos de Bombeo.

– Enlace Pennsula-Baleares.

– Saldos de energa en las interconexiones.

– Ajuste de programas.

– Adquisiciones de comercializadores de referencia correspondientes al suministro nacional.

– Adquisiciones de otros comercializadores destinadas al consumo nacional.

– Adquisiciones de consumidores directos en mercado.

– Consumos de servicios auxiliares de las unidades de produccin.

Asimismo el OS publicar los valores horarios de las entregas de energa de cada una de las unidades de generacin de potencia neta igual o superior a 100 MW.

5.9.4 Semanalmente.

• El OS publicar en su pgina web la potencia de generacin elctrica disponible de instalaciones de potencia neta igual o superior a 100 MW agregada conforme a las categoras establecidas en el apartado 5.9.3.

• Antes de las 18:00 horas CET de cada jueves se publicarn en la web pblica del Operador del Sistema espaol los valores de capacidad de intercambio previstos para cada perodo de programacin de las dos semanas elctricas inmediatas siguientes (de sbado a viernes), con comienzo a las 00:00 horas CET del sbado siguiente, agregado por estado fronterizo y para cada sentido de flujo de potencia.

• Asimismo antes de las 18:00 horas CET de cada jueves, se publicarn en la web pblica del Operador del Sistema espaol los valores de capacidad de intercambio previstos para el siguiente ao mvil, con resolucin horaria, agregado por estado fronterizo y diferenciando cada sentido de flujo.

• Cada viernes, al menos dos horas antes del cierre del mercado diario, el OS publicar en su pgina web los valores mximo y mnimo de demanda prevista para cada uno de los das de la semana natural siguiente.

5.9.5 Mensualmente.

• Con periodicidad mensual se publicarn las previsiones de demanda referidas a meses completos, en los primeros quince das del mes anterior a aqul al que se refiere la previsin. Asimismo se publicarn previsiones de demanda para cada una de las semanas del mes siguiente, indicando valor mximo y mnimo semanal, a ms tardar una semana antes del mes de entrega.

• Con carcter mensual, dentro de los primeros 10 das de cada mes, se publicarn los planes de mantenimiento de las unidades de produccin de potencia neta igual o superior a 200 MW previstos en horizonte de ao mvil.

• El OS publicar las especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas explcitas mensuales de capacidad de la interconexin entre Espaa y Francia, en la forma y plazos que se establecen en las Reglas Conjuntas de asignacin de capacidad.

• El OS publicar los costes derivados en un mes dado de las acciones coordinadas de balance que haya sido necesario aplicar para la solucin de congestiones en las interconexiones.

• El OS publicar en su pgina web la potencia de generacin elctrica disponible de las instalaciones de potencia neta igual o superior a 100 MW agregada conforme a las categoras establecidas en el apartado 5.9.3.

• Asimismo, mensualmente se publicarn las cuotas mensuales por sujeto obtenidas como resultado de los mercados o procesos de operacin del sistema.

• El primer da del mes M+2 se publicarn las cuotas por sujeto en el mes M sobre los siguientes mercados o procesos de operacin del sistema:

– Solucin de restricciones tcnicas en el Programa Base de Funcionamiento (PBF).

– Solucin de restricciones tcnicas en el mercado intradiario.

– Solucin de restricciones tcnicas en tiempo real.

– Gestin de los desvos entre generacin y consumo.

– Reserva de regulacin secundaria.

– Energa de regulacin secundaria utilizada.

– Energa de regulacin terciaria.

– Reserva de potencia adicional a subir.

– Recursos adicionales asignados de potencia reactiva.

– Energa reactiva.

5.9.6 Trimestralmente:

• El OS publicar en su pgina web la potencia de generacin elctrica disponible de instalaciones de potencia neta igual o superior a 100 MW, agregada conforme a las categoras establecidas en el apartado 5.9.3.

5.9.7 A los tres meses:

• Antes de transcurridos 3 meses se publicar la informacin relativa a:

– Los costes de los servicios del sistema asociados a la contratacin de reservas y a la activacin de energas de balance, y

– El excedente neto, tras liquidar las cuentas de compensacin con las partes responsables del balance.

En caso de que la liquidacin sea provisional, las cifras se actualizarn tras la liquidacin final.

• Una vez transcurridos tres meses desde el da a que se refiera, se publicar la informacin confidencial recogida en el apartado 5.10.2 que es comunicada a cada sujeto del mercado (SM), incluyendo las ofertas presentadas por los SM a los mercados de servicios de ajuste del sistema.

5.9.8 Anualmente. Se publicar la siguiente informacin:

• Previsiones de demanda para cada una de las semanas del ao siguiente, indicando valor mximo y mnimo, en los primeros quince das del mes anterior al inicio del ao siguiente y con una semana de antelacin a las asignaciones de capacidad anuales.

• El OS tambin publicar en los primeros quince das del mes anterior al inicio del ao siguiente el margen de las previsiones para el ao siguiente.

• Se publicar anualmente, a ms tardar una semana antes de finalizar el ao, la suma de la capacidad de generacin instalada (MW) para todas las unidades de produccin existentes de capacidad de generacin instalada igual o superior a 1 MW, por tipo de produccin.

• Las especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas explcitas anuales de capacidad de la interconexin entre Espaa y Francia, en la forma y plazos que se establecen en las Reglas Conjuntas de asignacin de capacidad.

• La potencia de generacin elctrica disponible de instalaciones de potencia neta igual o superior a 100 MW, agregada conforme a las categoras establecidas en el apartado 5.9.3.

5.10 Informacin confidencial.

La informacin confidencial es aqulla que se comunica a los sujetos del sistema de forma individual sin que pueda tener acceso a ella el resto de sujetos, hasta una vez transcurridos tres meses desde el momento de su comunicacin de forma confidencial, de acuerdo con lo establecido en el apartado 5.9.7.

Los casos PSS/E (software para el anlisis de sistemas elctricos de potencia) utilizados para los anlisis de restricciones tcnicas del Programa Base de Funcionamiento (PBF) sern puestos por el OS a disposicin de los sujetos del mercado antes de transcurridos tres das hbiles desde el da D de operacin. Los criterios de comunicacin que deben ser adoptados en funcin de los sujetos o de su participacin en los mercados de servicios de ajuste del sistema son los que se muestran a continuacin:

5.10.1 Al Operador del Mercado (OM).

Se le comunicar toda la informacin necesaria para la adecuada gestin del mercado diario e intradiario y aquella otra adicional en cumplimiento de lo establecido en la normativa legal vigente.

5.10.2 A los sujetos del mercado.

Se les comunicar la informacin detallada correspondiente a las unidades de su propiedad, o a las que representen, en relacin a los siguientes procesos de programacin de la operacin del sistema, a los servicios de ajuste del sistema y a los programas de intercambios internacionales, procesos todos ellos establecidos en los Procedimientos de Operacin:

• Solucin de restricciones tcnicas (limitaciones y redespachos).

• Gestin de los desvos entre generacin y consumo.

• Servicio complementario de regulacin secundaria.

• Servicio complementario de regulacin terciaria.

• Contratacin y gestin de reserva de potencia adicional a subir.

• Servicio complementario de control de tensin de la red de transporte.

• Otras anotaciones realizadas durante la operacin en tiempo real (indisponibilidades de unidades de produccin y de consumo, comunicadas por los SM, incluyendo las de instalaciones de bombeo de potencia neta inferior a 100 MW, desvos comunicados, etc.).

A los propietarios de unidades de produccin compartidas que no sean sin embargo los responsables del envo de ofertas para la participacin de la unidad en los mercados de servicios de ajuste del sistema se les comunicar la informacin del resultado de la participacin de dichas unidades de produccin en los mercados de servicios de ajuste del sistema, pero no se les comunicar la informacin de las correspondientes ofertas presentadas a estos mercados.

A los propietarios de unidades afectas a contratos bilaterales fsicos internacionales que no sean sin embargo los responsables de la comunicacin de ofertas para las subastas de capacidad de intercambio de aquellas interconexiones en las que no existe an un mecanismo coordinado de asignacin de capacidad, se les comunicar nicamente la informacin del resultado del proceso de solucin de congestiones en dichas interconexiones.

A los participantes en las subastas explcitas de capacidad de intercambio se les comunicar la informacin detallada correspondiente al resultado de sus pujas.

El OS pondr a disposicin de los sujetos del mercado titulares de unidades de produccin conectadas a la red de transporte la situacin prevista de la red de transporte, que incluir las indisponibilidades programadas y fortuitas.

5.10.3 A otros sujetos o entidades participantes en el proceso de programacin de la operacin.

5.10.3.1 Entidad agregadora de la Subasta de Emisiones Primarias de Energa (EASEP): El OS comunicar a la EASEP la informacin actualizada correspondiente a Sujetos del Mercado en el mercado de produccin y Unidades de Programacin Genricas necesarias para la participacin en la Subasta de Emisiones Primarias, cuando el ejercicio de las opciones de compra sea por entrega fsica.

Mensualmente, la EASEP comunicar al OS la relacin de los SM tenedores de opciones de compra de emisiones primarias, derivadas de la adjudicacin en dichas subastas y de las posibles transferencias bilaterales de dichas opciones y el valor de potencia mxima asociado a cada pareja SM comprador - SM vendedor, cuando el ejercicio de las opciones sea por entrega fsica.

Diariamente, el OS recibir de la EASEP la nominacin de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energa tras las subastas de energa primaria, cuando el ejercicio de las opciones sea por entrega fsica.

5.10.3.2 A los gestores de las redes de distribucin.

Se les comunicar la informacin de las instalaciones de generacin de potencia neta registrada superior a 50 MW y de las instalaciones de red correspondientes a la red bajo su gestin y a la red observable por ellos mismos. La informacin de generacin se desagregar por unidad e incluir las indisponibilidades de grupos. La informacin sobre la situacin de la red incluir las indisponibilidades tanto programadas como fortuitas.

Se les facilitar tambin la informacin correspondiente a las unidades fsicas que integren en el mercado de produccin la generacin de instalaciones de produccin de potencia neta registrada inferior o igual a 50 MW, as como las indisponibilidades asociadas, en caso de que corresponda.

El OS, en caso de considerar necesaria la inclusin de informacin que no corresponda a la propia zona del gestor de una red de distribucin, presentar a la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), y someter a la aprobacin de la Direccin General de Poltica Energtica y Minas, su propuesta de red observable para este gestor, incluyendo la exposicin de motivos por los cuales se considera necesaria la inclusin de esta informacin adicional.

El OS, con carcter mensual, facilitar a los gestores de la red de distribucin la informacin relativa a la adscripcin a centros de control de las instalaciones inscritas en dichos centros.

5.11 Intercambio de datos de medidas.

Informacin que se intercambia entre el Concentrador Principal de Medidas Elctricas y el SIOS del OS.

5.12 Gestin de Informacin Estructural del SIOS.

Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS es necesario conocer y mantener la informacin relativa a los Sujetos del Mercado (SM), Unidades de Programacin (UP), Unidades de Oferta (UO) y Fsicas (UF), Contratos Bilaterales, as como una serie de datos adicionales y parmetros tcnicos necesarios para la programacin de la operacin del sistema. Toda esta informacin se recoge bajo el nombre de Datos Estructurales.

Los datos tratados se agruparn de la siguiente manera:

Informacin sobre Sujetos del Mercado: datos de los sujetos del mercado y en su caso, de sujetos que actan en representacin de otros.

Informacin sobre Unidades de Programacin y su relacin con las Unidades de oferta utilizadas en los mercados diario e intradiario (incluidas las Unidades de Programacin Genricas).

Informacin sobre unidades de programacin y su desagregacin en unidades fsicas y unidades fsicas equivalentes.

Informacin de carcter diverso: Tipos de mercado, tipos de unidad, tarjetas de seguridad.

Diversos tipos de parmetros que afectan al sistema.

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

5.13 Visualizacin de la informacin estructural: Mediante la pgina Web de Sujetos de Mercado del esios: https://sujetos.esios.ree.es, los SM podrn acceder a la informacin estructural confidencial correspondiente a:

Unidades de Programacin (incluidas Unidades de Programacin Genricas) de su propiedad o a las que representen en el mercado de produccin.

Unidades fsicas de su propiedad o a las que representen en el mercado de produccin.

Contratos bilaterales en los que participen Unidades de Programacin de su propiedad o a las que representen en el mercado de produccin.

Unidades de Prestacin del Servicio de Control de Tensin.

Asimismo, mediante la pgina Web pblica del esios: http://www.esios.ree.es, estar accesible la informacin estructural no confidencial de los SM, correspondiente a Unidades de Programacin, Unidades fsicas, Zonas de Regulacin y Sujetos del Mercado del sistema elctrico espaol.

5.14 Solicitud de modificacin de informacin estructural del SIOS:

La modificacin de la informacin estructural ser solicitada mediante el correspondiente formulario disponible en la pgina Web de Sujetos del Mercado del esios: https://sujetos.esios.ree.es, debidamente cumplimentado por el SM y acompaado del soporte documental justificativo del cambio.

Una vez revisada la modificacin 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 realizacin del mismo.

6. Concentrador principal de medidas elctricas

El Concentrador Principal de Medidas Elctricas es el sistema con el que el OS gestiona la informacin de medidas del sistema elctrico espaol de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.1 Contenido de la base de datos del Concentrador Principal de Medidas Elctricas:

La base de datos del Concentrador Principal recoge los datos necesarios para la gestin del sistema de medidas y contendr al menos lo siguiente:

a) La informacin estructural residente en el Concentrador Principal para fronteras de las que el OS es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el RD 1110/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema elctrico 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 informacin de medidas residente en el Concentrador Principal para fronteras de las que el OS es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el RD 1110/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema elctrico o normativa que lo sustituya:

Medidas horarias en los puntos de medida.

Datos horarios de las medidas calculadas en los puntos frontera.

Datos horarios de las medidas calculadas en las Unidades de Programacin.

c) La informacin estructural residente en el Concentrador Principal para fronteras o agregaciones, segn corresponda, de las que el OS no es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el RD 1110/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema elctrico o normativa que lo sustituya.

d) La informacin de medidas residente en el Concentrador Principal para fronteras o agregaciones, segn corresponda de las que el OS no es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el RD 1110/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema elctrico o normativa que lo sustituya.

e) Adicionalmente dispondr de otra informacin que incluir al menos:

Datos horarios de las medidas calculadas en las Unidades de Programacin.

Prdidas de la red de transporte.

Acumulados entre actividades.

Perfiles de consumo.

6.2 Acceso a la informacin del Concentrador Principal de Medidas.

El OS gestiona el acceso a la informacin de medidas residente en el Concentrador Principal de acuerdo a lo indicado a la normativa vigente.

6.3 Informacin de libre acceso.

El OS publica diversos informes de carcter general elaborados a partir de los datos de energa e inventarios disponibles en el Concentrador Principal.

Dicha informacin est disponible en la direccin de Internet del OS (http://www.ree.es).

6.4 Informacin para los participantes del sistema de medidas.

La informacin contenida en el Concentrador Principal de Medidas Elctricas es de carcter confidencial, de forma que nicamente cada participante del sistema de medidas podr acceder a los datos de los puntos frontera y/o agregaciones de los que es partcipe.

Cada participante del sistema de medidas podr consultar, entre otras, la informacin siguiente residente en el Concentrador Principal de Medidas Elctricas que le corresponda, de acuerdo a lo indicado en el RD 1110/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema elctrico o aquel 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 el encargado de la lectura.

Configuracin de clculo de los puntos frontera de los que el OS es encargado de la lectura.

Inventario de los puntos 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 direccin de Internet del OS se indican los requisitos y procedimiento a seguir para la utilizacin de dicho acceso seguro al Concentrador Principal de Medidas Elctricas.

Adicionalmente el OS publicar e intercambiar informacin de medidas con los concentradores secundarios de acuerdo al protocolo definido en el Procedimiento de Operacin P.O. 10.4 y usuarios del Concentrador Principal. El contenido y formato de los distintos datos de medidas intercambiados por los participantes del sistema de medidas sern los recogidos en ltima versin del documento Ficheros para el Intercambio de Informacin de Medidas. La redaccin de este documento es responsabilidad del OS y estar disponible en la seccin de documentacin de medidas elctricas de su pgina web.

6.5 Gestin de la informacin.

El Concentrador Principal recibe y gestiona la informacin intercambiada entre los puntos frontera del sistema elctrico espaol de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.6 Alta de puntos frontera, agregaciones y resto de datos estructurales.

El alta, baja y/o modificacin de fronteras y agregaciones junto con el resto de datos estructurales se realizar de acuerdo a la legislacin vigente atendiendo a los documentos y guas de desarrollo publicadas en la seccin de documentacin de medidas elctricas de la pgina web del OS.

6.7 Recepcin de medidas del Concentrador Principal.

El envo de datos de medidas al concentrador principal se realizar de acuerdo a los medios, protocolos y plazos establecidos en la legislacin vigente.

6.8 Otras consideraciones sobre la informacin de medidas.

La informacin sobre medidas elctricas estar disponible en el Concentrador Principal durante un periodo mnimo de seis aos naturales, contados a partir del 1 de enero del ao siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a informacin de ms de dos aos de antigedad podr requerir un procedimiento especial.

7. Sistema de Tiempo Real (STR)

El OS deber recibir en su Sistema de Tiempo Real de forma automtica, toda la informacin de las instalaciones de transporte, la red observable –segn se define sta ltima en el procedimiento de operacin P.O. 8.1 por el que se definen las redes operadas y observadas por el OS– y de las instalaciones de produccin con obligacin de envo de telemedidas en tiempo real o de adscripcin a un centro de control de generacin que le sea precisa para operar en el sistema elctrico. Para ello, el OS dispondr de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Tiempo Real (BDTR).

La informacin en tiempo real relativa a las instalaciones de produccin, deber ser captada por medios propios y facilitada al OS a travs de los enlaces ordenador-ordenador entre el OS y un centro de control de generacin. Para la realizacin de esta funcin estos centros de control de generacin podrn ser propios o de terceros que representen al titular de la instalacin, conforme a lo dispuesto en la normativa del sector elctrico. La informacin en tiempo real que se debe facilitar al OS se especifica en el documento Informacin a enviar al OS en tiempo real, incluido en el Anexo II del presente Procedimiento.

Cada instalacin debe estar asociada a un nico centro de control. En el caso de que la instalacin de produccin est integrada en una zona de regulacin, su centro de control ser el despacho de generacin del propietario de dicha zona de regulacin.

En el caso de instalaciones de produccin sin obligacin de adscripcin a un centro de control, estas telemedidas en tiempo real podrn ser transmitidas a travs de los centros de control de la empresa distribuidora, si as lo acordaran con sta.

7.1 Contenido y estructura de la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real (BDTR): En la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real se recibir la informacin que a continuacin se indica y con las especificaciones tcnicas que asimismo se reflejan. Esta informacin se complementar con la informacin estructural necesaria para la correcta identificacin de las instalaciones. La solicitud de alta o modificacin de esta informacin en tiempo real se enviar al OS al menos 15 das antes de la fecha en la cual se haga efectiva.

7.2 Requerimientos Tcnicos: El intercambio de informacin en tiempo real con el operador del sistema se realizar mediante el protocolo estndar de comunicaciones denominado ICCP-TASE2, por medio de los bloques de intercambio de informacin definidos como 1 y 2.

Para llevar a cabo dicho intercambio de informacin, 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 lneas de comunicacin del tipo punto a punto, redundantes entre si y dedicadas exclusivamente al intercambio de esta informacin. Las caractersticas tcnicas de estas 4 lneas, sern idnticas, y debern de estar securizadas y aisladas totalmente de internet. El operador del sistema facilitar previamente al establecimiento del enlace informacin tcnica 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 operacin con otro centro de control. El turno de operacin estar fsicamente en la direccin postal comunicada por el centro de control al OS.

La periodicidad de la informacin a intercambiar para los datos de regulacin secundaria ser igual o inferior al ciclo del regulador maestro. El resto de la informacin en tiempo real ser intercambiado con una periodicidad a determinar por el OS con cada sujeto del mercado, que en ningn caso superar los 12 segundos.

El OS mantendr la confidencialidad de la informacin recibida. No obstante, podr enviar a los sujetos del mercado aquella informacin que soliciten, siempre y cuando stos justifiquen que dicha informacin es imprescindible para garantizar el desarrollo de sus funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensin, planes de salvaguarda, emergencia y reposicin del servicio) y se cuente con la autorizacin del titular de la informacin generada.

7.3 Informacin necesaria: Se requerir informacin de las instalaciones que se enumeran a continuacin:

Red de Transporte.

Red Observable.

Instalaciones de Generacin.

Nivel de llenado de los embalses en las centrales de bombeo.

7.3.1 Definicin y criterios generales de captacin normalizada de seales y medidas: En este procedimiento se entiende por posicin el conjunto de los elementos asociados a lnea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operacin.

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

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

En cuanto a la forma de captacin de las seales se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

a) Bajo el epgrafe de transformadores se consideran incluso los de grupos y los de consumo.

b) Se ha realizado la siguiente clasificacin de la informacin a captar:

1. Sealizaciones: Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomalas o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aqu los estados topolgicos de la red (estados abierto/cerrado de interruptores y seccionadores).

2. Medidas: Incluye las medidas analgicas o digitales para magnitudes numricas discretas de la instalacin (p.ej. indicacin de tomas de transformadores).

7.3.2 Criterios de validacin de calidad de telemedidas de potencia activa de generacin recibidas en tiempo real: La informacin a enviar al OS deber tener una calidad mnima para considerar el cumplimiento de los requisitos de envo de telemedidas en tiempo real establecidos.

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

Se define para una instalacin/agrupacin:

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 energa producida por la instalacin/agrupacin en la hora h calculada a partir de las telemedidas en tiempo real.

Energa horaria registrada para la hora h (EHRh): Es la energa horaria registrada por los equipos de medida horaria calculada como la diferencia entre la energa exportada AS y la energa importada AE.

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 instalacin/agrupacin de medida de energa horaria liquidable registrada.

El OS considerar que la calidad de las telemedidas del mes m para un determinada instalacin/agrupacin es vlida slo si se cumplen todas y cada una de las siguientes condiciones:

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

Adicionalmente el OS podr realizar las verificaciones que estime convenientes y estn 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 manipulacin fraudulenta de las telemedidas enviadas, esta situacin se pondr en conocimiento de la CNMC para los efectos oportunos.

8. Otras informaciones que los sujetos deben enviar al operador del sistema

El OS ser responsable de recopilar toda aquella otra informacin relativa a la operacin del sistema descrita en este apartado.

Es responsabilidad de los productores, del transportista nico y de los gestores de las redes de distribucin facilitar al OS la informacin que ste le requiera y que se derive de la operacin de las instalaciones de su propiedad o bajo el mbito de su gestin. Ser obligatorio el envo al OS, por parte de los gestores de la red de distribucin y del transportista nico, del listado de agrupaciones de instalaciones de produccin de potencia neta no superior a 50 MW conectadas a sus redes.

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

Los datos que se indican a continuacin sern enviados al OS bajo la forma de valores agregados diarios, en tres horizontes temporales: A los tres das (da D+4, siendo D el da de programacin), antes del da 20 del mes M+1, y antes del da 20 del mes de enero de cada ao, al objeto de mantener las series estadsticas relativas a los balances energticos y al funcionamiento del sistema, as como para realizar la previsin de cobertura y anlisis de seguridad.

8.1 Datos a enviar a los tres das:

Los sujetos del sistema facilitarn al OS todos los datos necesarios para la elaboracin de las estadsticas oficiales, utilizando para ello los cauces de intercambio de informacin establecidos. Todos los valores de las magnitudes enumeradas a continuacin se darn con la mayor desagregacin posible en unidades fsicas.

• Producciones de los grupos trmicos en barras de alternador (b.a.)

• Producciones de las centrales hidrulicas (CCHH) (b.a.).

• Potencia mxima que puede mantener cada unidad de programacin hidrulica de potencia superior a 30 MW durante cuatro horas consecutivas.

• Consumos propios de generacin.

• Consumos de centrales de bombeo.

• Energa acumulada disponible para generacin en centrales de bombeo.

• Demanda del trasvase Tajo-Segura

• Informacin hidrolgica:

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

Vertidos.

• Incidentes en la Red de Transporte.

8.2 Datos a enviar antes del da 20 del mes M+1:

Los datos mensuales que se indican a continuacin sern enviados al OS antes del da 20 del mes siguiente con el mximo nivel de desagregacin posible en unidades fsicas:

• Produccin diaria bruta de grupos trmicos.

• Produccin diaria hidroelctrica (CCHH) (b.a.).

• Prdidas de turbinacin en centrales.

• Consumos propios de generacin.

• Consumos y produccin de centrales de bombeo.

• Demanda del trasvase Tajo-Segura

• Energa acumulada disponible para generacin en centrales de bombeo.

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

• Entrada de combustible en centrales / grupos trmicos (en toneladas, metros cbicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carbn y por clase de combustible para el resto.

• Consumo de combustible en centrales / grupos trmicos (en toneladas, metros cbicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carbn y por clase de combustible para el resto.

• Existencias de combustible en centrales / grupos trmicos (en toneladas, metros cbicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carbn y por clase de combustible para el resto.

• Plan previsto de entregas mensualizadas de carbn de consumo garantizado para los prximos doce meses (expresadas en toneladas y en termias (PCI y PCS) y cantidades del cupo del ao en curso realmente entregadas hasta la fecha.

• Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de produccin (trmicos, hidrulicos y de bombeo), de acuerdo con lo indicado en el procedimiento de operacin por el que se establecen los planes de mantenimiento de las unidades de produccin.

8.3 Datos anuales.

Sern enviados al OS antes del da 20 del mes de enero de cada ao los datos de Capacidad mxima de cada embalse, teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.

9. Estadsticas e informacin pblica relativa a la operacin del sistema

El OS publicar los datos que ms adelante se indican sobre la operacin realizada, incluyendo el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generacin.

9.1 Informacin diaria.

La informacin que el OS publicar diariamente es la siguiente:

Curva de carga del sistema.

9.2 Informacin a los tres das:

El OS publicar el da D + 4 (siendo D el da de programacin) la informacin del balance elctrico de produccin desglosado por tipo de produccin/combustible, correspondiente al da D y el estado de las reservas hidroelctricas.

9.3 Informacin semanal.

ndice de llenado medio semanal agregado de todos los depsitos de agua e instalaciones de almacenamiento hidroelctrico (MWh), incluyendo la cifra correspondiente a la misma semana del ao anterior

9.4 Informacin mensual.

Mensualmente el OS publicar la siguiente informacin:

Estadsticas de Operacin del Sistema Elctrico.

Disponibilidad del equipo trmico de generacin.

Tasa de Disponibilidad de las lneas, transformadores y elementos de gestin de activa y reactiva de la red de transporte.

Estadsticas de incidentes.

Calidad de servicio referente a energa no suministrada (ENS) y tiempo de interrupcin medio (TIM) de la Red de Transporte.

9.5 Informacin anual.

El OS publicar anualmente la siguiente informacin:

Estadsticas de Operacin del Sistema Elctrico

Tasa de Disponibilidad del equipo generador.

Tasa de Disponibilidad de la red de transporte.

Evolucin anual de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.

Calidad de servicio referente a energa no suministrada (ENS) y tiempo de interrupcin medio (TIM) de la Red de Transporte.

Lmites trmicos estacionales de la red de transporte.

Adems, el OS mantendr actualizadas y disponibles series histricas de:

Potencia instalada en el sistema.

Energa generada por tipo de produccin/combustible.

Consumo de bombeo.

Intercambios internacionales.

Demanda del sistema elctrico.

Producible hidroelctrico.

Reservas hidroelctricas.

Tasas de disponibilidad del equipo generador.

Tasas de disponibilidad de la red de transporte.

Calidad de servicio referente a energa no suministrada (ENS) y tiempo de interrupcin medio (TIM) de la Red de Transporte.

10. Anlisis e informacin de incidencias

10.1 Incidencias: Los eventos que definen aquellas incidencias del sistema elctrico que son objeto de informacin, en el mbito 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 prdida de una o varias instalaciones de transporte y/o de otros elementos del sistema elctrico (generacin y/o transformacin transporte-distribucin) cuando sta resulte en una violacin de los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema elctrico establecidos en el correspondiente procedimiento de operacin o en una prdida directa de suministro.

b) Cualquier otra circunstancia que resulte en:

a. Dao mayor a cualquiera de los elementos del sistema elctrico.

b. Fallo, degradacin, o actuacin incorrecta del sistema de proteccin, de automatismos o de cualquier otro sistema que no requiera intervencin manual por parte del operador.

c. Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje electrnico o fsico, terrorismo dirigido contra el sistema elctrico o sus componentes con intencin de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad del sistema elctrico en su conjunto.

10.2 Comunicacin al Operador del Sistema: En el caso de que se produzca alguna incidencia de las definidas en el apartado anterior, el sujeto titular de las instalaciones o responsable del suministro afectado deber facilitar al OS, y en un plazo de 2 horas, la mejor informacin de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta informacin que constituye el informe preliminar de la incidencia contendr, al menos, los aspectos a), b), c) y d) que se recogen en el Anexo III de este procedimiento y que resulten de aplicacin.

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 informacin adicional necesaria.

Cuando el OS determine que el evento constituye una incidencia significativa para el sistema elctrico, proceder a notificarlo al sujeto titular o representante de la instalacin 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 das hbiles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisar y completar la informacin remitida en el informe preliminar (Anexo III) y se incluirn las posibles acciones identificadas por el sujeto para evitar o minimizar los efectos de incidencias similares que pudieran producirse en el futuro.

10.3 Comunicacin del Operador del Sistema: Cuando se produzca una incidencia de las definidas en el apartado 10.1, el OS incluir la informacin correspondiente en un Parte Diario de Incidencias que se pondr a disposicin de los sujetos del mercado antes de las 12 horas del da siguiente a la ocurrencia de la misma.

Cuando el OS considere una incidencia de especial relevancia elaborar un informe escrito, una vez disponga de la informacin definitiva de la misma. Este informe incluir las medidas a tomar para evitar la repeticin de la incidencia o la minimizacin de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situacin similar en el futuro. Este informe se remitir a los sujetos afectados, a la CNMC y al Ministerio de Industria, Energa y Turismo, en un plazo no superior a 60 das hbiles tras la ocurrencia de la incidencia.

Los informes correspondientes a las incidencias ms significativas sern presentados y analizados en las reuniones del Grupo de Anlisis de Incidencias que convocar el OS.

10.4 Investigaciones Conjuntas

Para aquellas incidencias en que, por su importancia o naturaleza, el OS lo juzgue necesario, ste propondr a la mayor brevedad posible la realizacin de un anlisis conjunto con los restantes sujetos involucrados o afectados. Los resultados de dicho anlisis se incorporarn al informe que elabore el OS sobre la incidencia.

11. Informacin de las liquidaciones responsabilidad del operador del sistema

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

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

11.2 Informacin pblica: La informacin agregada de liquidaciones que se pone a disposicin de los sujetos se pondr asimismo a disposicin del pblico en general en el mismo da.

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 se debe indicar la tensin a la que estn referidos o los valores de base, en su caso.

• Los datos facilitados al OS debern ser, en su caso, coherentes con los incluidos en los Registros Administrativos Ministeriales correspondientes.

ndice del Anexo I

1. SISTEMA DE PRODUCCIN.

1.1 INSTALACIONES DE PRODUCCIN BASADAS EN GENERADORES SNCRONOS CONECTADOS DIRECTAMENTE A LA RED (HIDRULICA, TRMICA, SOLAR TRMICA).

1.1.1 EMBALSES.

1.1.2 CENTRALES Y GRUPOS HIDRULICOS.

1.1.2.1 DATOS GENERALES E HIDRULICOS DE LA INSTALACIN.

1.1.2.1.1 CENTRALES DE POTENCIA INFERIOR O IGUAL A 5 MW Y QUE NO ESTN CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.2.1.2 CENTRALES DE MS DE 5 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.2.2 DATOS DE CADA GRUPO Y DE LOS EQUIPOS DE REGULACIN PRIMARIA.

1.1.2.2.1 CENTRALES DE POTENCIA INFERIOR O IGUAL A 5 MW Y QUE NO ESTN CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.2.2.2 CENTRALES DE MS DE 5 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.2.2.3 CENTRALES DE MS DE 10 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 TENSIN (EN EL CASO DE CENTRALES DE MS DE 10 MW O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE).

1.1.2.4 OTROS DATOS: PLANES DE REPOSICIN, TRANSFORMADOR, LNEA O CABLE, PROTECCIONES Y DATOS NECESARIOS PARA PROGRAMACIN.

1.1.3 UNIDADES TRMICAS.

1.1.3.1 DATOS GENERALES DE LA INSTALACIN.

1.1.3.1.1 CENTRALES DE POTENCIA INFERIOR O IGUAL A 5 MW Y QUE NO ESTN CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.3.1.2 CENTRALES DE MS DE 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 5 MW Y QUE NO ESTN CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.3.2.2 CENTRALES DE MS DE 5 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.3.2.3 CENTRALES DE MS DE 10 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 REGULACIN PRIMARIA.

1.1.3.3.1 CENTRALES DE MS DE 5 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.3.3.2 CENTRALES DE MS DE 10 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 TENSIN (EN EL CASO DE CENTRALES DE MS DE 10 MW O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE).

1.1.3.5 OTROS DATOS: PLANES DE REPOSICIN, TRANSFORMADOR, LNEA O CABLE, PROTECCIONES Y DATOS NECESARIOS PARA PROGRAMACIN.

1.1.4 SOLAR TRMICA.

1.1.4.1 DATOS DE LA INSTALACIN Y DE LOS GRUPOS.

1.1.4.1.1 GENERAL.

1.1.4.1.2 DATOS ADICIONALES EN EL CASO DE GENERADORES O AGRUPACIN DE GENERADORES DE MS DE 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 REGULACIN PRIMARIA

1.1.4.1.3 CENTRALES DE MS DE 10 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 CONEXIN A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.4.2 DATOS PRINCIPALES DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE TENSIN PARA PLANTAS DE MS DE 10 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RDT.

1.1.4.3 OTROS DATOS: PLANES DE REPOSICIN, TRANSFORMADOR, LNEA O CABLE, PROTECCIONES Y DATOS NECESARIOS PARA PROGRAMACIN.

1.1.5 DATOS NECESARIOS PARA LOS PLANES DE REPOSICIN DEL SERVICIO.

1.1.6 DATOS DE LOS TRANSFORMADORES DE GRUPO.

1.1.6.1 CENTRALES DE MS DE 50 MW DE POTENCIA 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 LNEA O CABLE DE EVACUACIN.

1.1.7.1 CENTRALES DE MS DE 50 MW DE POTENCIA 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 50 MW QUE NO ESTN CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.8.2 CENTRALES DE MS DE 50 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 INSTALACIN DE ENLACE.

1.1.8.3.3 TELEDISPARO ANTE CONTINGENCIAS EN LA RED.

1.2 INSTALACIONES ELICAS, FOTOVOLTAICAS Y EN GENERAL TODAS AQUELLAS INSTALACIONES DE PRODUCCIN CUYA TECNOLOGA NO EMPLEE UN GENERADOR SNCRONO CONECTADO DIRECTAMENTE A RED.

1.2.1 PLANTAS FOTOVOLTAICAS MAYORES DE 50 KW Y HASTA 1 MW DE POTENCIA.

1.2.2 CARACTERSTICAS DE CADA INSTALACIN.

1.2.3 DATOS DEL TRANSFORMADOR DE CONEXIN A LA RED.

1.2.4 DATOS DE LA LNEA O CABLE DE CONEXIN A LA RED.

1.2.5 DATOS DE LAS PROTECCIONES.

1.2.5.1 PROTECCIONES DE LA INSTALACIN.

1.2.5.2 PROTECCIONES ASOCIADAS A CADA UNIDAD GENERADORA (AEROGENERADOR, INVERSOR, ETC.).

1.2.5.3 PROTECCIONES ASOCIADAS A LA INSTALACIN DE ENLACE.

1.2.6 DATOS ADICIONALES EN EL CASO DE INSTALACIONES CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.2.6.1 CARACTERSTICAS DE CADA INSTALACIN.

1.2.6.2 DATOS DEL TRANSFORMADOR DE LA INSTALACIN.

1.2.6.3 DATOS DE LA LNEA O CABLE DE EVACUACIN DE CADA INSTALACIN.

1.2.6.4 DATOS DEL TRANSFORMADOR DE CONEXIN A LA RED.

1.2.6.5 DATOS DE LA LNEA O CABLE DE EVACUACIN (EN SU CASO).

1.2.6.6 DATOS DE LAS PROTECCIONES.

1.2.6.6.1 PROTECCIONES DE LA INSTALACIN DE PRODUCCIN.

1.2.6.6.2 PROTECCIONES ASOCIADAS A LA INSTALACIN DE ENLACE.

1.2.6.6.3 TELEDISPARO ANTE CONTINGENCIAS EN LA RED.

1.2.7 DATOS PRINCIPALES DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE TENSIN PARA LAS INSTALACIONES DE MS DE 10 MW.

1.3 INFORMACIN BSICA NECESARIA PARA LA PROGRAMACIN DE LA OPERACIN Y LA PARTICIPACIN EN LOS MERCADOS DE SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA

1.3.1 INFORMACIN GENERAL.

1.3.2 SOLUCIN DE RESTRICCIONES TCNICAS Y MERCADO DE RESERVA DE POTENCIA ADICIONAL A SUBIR.

1.3.3 REGULACIN PRIMARIA.

1.3.4 REGULACIN SECUNDARIA.

1.3.5 REGULACIN TERCIARIA Y GESTIN DE DESVOS.

1.3.6 CONTROL DE TENSIN DE LA RED DE TRANSPORTE.

2. RED DE TRANSPORTE.

2.1 SUBESTACIONES.

2.2 PARQUES.

2.3 LNEAS 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. RED OBSERVABLE.

4.1 SUBESTACIONES.

4.2 PARQUES.

4.3 LNEAS Y CABLES.

4.4 TRANSFORMADORES.

4.5 ELEMENTOS DE CONTROL DE POTENCIA REACTIVA.

1. SISTEMA DE PRODUCCIN

1.1 INSTALACIONES DE PRODUCCIN BASADAS EN GENERADORES SNCRONOS CONECTADOS DIRECTAMENTE A LA RED (HIDRULICA, TRMICA, SOLAR TRMICA).

1.1.1 EMBALSES.

• Nombre del embalse.

• Empresa o empresas propietarias o concesionarias.

• Nombre.

• NIF/CIF.

• Direccin.

• Porcentaje de participacin.

• Cuenca (ro).

• Situacin: Provincia, trmino municipal, paraje o predio.

• Fecha de terminacin.

• Capacidad en energa elctrica (MWh).

• Serie histrica de aportaciones parciales al embalse en trminos mensual y semanal (m3).

• Volumen mximo (hm3).

• Volumen mnimo (hm3).

• Curva cota de embalse en funcin de volumen til (mnimo 3er grado).

• Cota mxima de explotacin (m).

• Cota mnima de explotacin (m).

• Caudal mnimo ecolgico a mantener aguas abajo.

• Coeficiente de regulacin (das), definido como el cociente entre el volumen del embalse y la aportacin media anual al embalse.

• Tiempo de vaciado del embalse (horas) con turbinacin a plena carga de la propia central.

• Uso (Hidroelctrico, Mixto).

• Restricciones de explotacin (detracciones, riegos, etc.).

1.1.2 CENTRALES Y GRUPOS HIDRULICOS.

1.1.2.1 Datos generales e hidrulicos de la instalacin.

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

• Nombre de la Central.

• Domicilio de la Central: Municipio, cdigo postal y provincia.

• Empresa o empresas propietarias:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

○ Porcentaje de participacin.

• Empresa o empresas explotadoras:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

• Cuenca (ro) en que est ubicada la central.

• Embalse asociado.

• Subestacin / parque de conexin a la red (Nombre, kV).

• Unidad de Programacin Hidrulica a la que pertenece, en su caso.

• N. de grupos.

• Potencia nominal.

• Caudal nominal (m3 /s).

• Salto neto nominal (m).

1.1.2.1.2. Centrales de ms de 5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• Nombre de la Central.

• Domicilio de la Central: Municipio, cdigo postal y provincia.

• Localizacin geogrfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribucin con influencia en la red de transporte): Planos (detalle mnimo de situacin particular E 1:50.000 y de situacin general E 1:200.000) y distancias significativas (a lneas y nudos de conexin a la red).

• Coordenadas UTM de la instalacin (dar un punto de referencia).

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalacin de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribucin de tensin superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

• Empresa o empresas propietarias:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

○ Porcentaje de participacin.

• Empresa o empresas explotadoras:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

• Cuenca (ro) en que est ubicada la central.

• Esquema del subsistema hidrulico.

• Embalse asociado.

• Subestacin / parque de conexin a la red (Nombre, kV).

• Unidad de Programacin Hidrulica a la que pertenece, en su caso.

• Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.

• Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.

• Canal de conduccin / galera de presin (S/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y dimetro(s).

• Depsito o cmara de carga (S/NO). En caso afirmativo, volumen.

• Tubera forzada (S/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y dimetro(s).

• N. de grupos.

• Potencia nominal.

• Caudal nominal (m3/s).

• Salto neto nominal (m).

• Caudal mximo de turbinacin (m3/s).

• Caudal mnimo de turbinacin (m3/s).

• Salto bruto mximo (m).

• Salto bruto mnimo (m).

• Salto neto mximo (m).

• Salto neto mnimo (m).

• Prdidas en las conducciones en funcin del caudal.

• Curvas de rendimiento en funcin 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).

○ Caudal nominal de bombeo (m3/s).

○ Caudal mximo de bombeo (m3/s).

○ Caudal mnimo de bombeo (m3/s).

○ Prdidas en la aspiracin e impulsin en funcin del caudal.

○ Curvas de rendimiento en funcin del caudal bombeado y de la altura manomtrica (alternativa: Tablas de potencia para distintos alturas manomtricas y distintos caudales para cada altura manomtrica).

○ ndice de acumulacin por bombeo (%), definido como la relacin entre la energa elctrica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energa consumida para su elevacin.

• Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte:

○ Diagrama fsico (esquema general en planta) de la instalacin de enlace.

○ Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generacin hasta el punto de conexin a la red.

○ Esquema unifilar de proteccin de la instalacin.

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

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

• Nmero de identificacin en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Produccin de Energa Elctrica).

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

• Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).

• Potencia nominal en turbinacin (MW).

• Tensin nominal (kV).

• Mxima tensin de generacin (kV).

• Mnima tensin de generacin (kV).

• Velocidad nominal.

• Caudal nominal (m3/s).

• Salto nominal (m).

• Mnimo tcnico 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).

1.1.2.2.2 Centrales de ms de 5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• Nmero de identificacin en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Produccin de Energa Elctrica).

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

• Tipo de turbina.

• Velocidad nominal (rpm).

• Potencia nominal en turbinacin (MW).

• Caudal nominal (m3/s).

• Salto neto nominal (m).

• Mnimo tcnico neto, es decir, en barras de central (MW).

• Caudal mximo de turbinacin (m3/s).

• Caudal mnimo de turbinacin (m3/s).

• Salto bruto mximo (m).

• Salto bruto mnimo (m).

• Salto neto mximo (m).

• Salto neto mnimo (m).

• Prdidas en las conducciones en funcin del caudal.

• Curvas de rendimiento en funcin 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 mximo de bombeo (m3/s).

• Caudal mnimo de bombeo (m3/s).

• Prdidas en la aspiracin e impulsin en funcin del caudal.

• Curvas de rendimiento en funcin del caudal bombeado y de la altura manomtrica (alternativa: Tablas de potencia para distintos alturas manomtricas y distintos caudales para cada altura manomtrica).

• Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).

○ Mxima generacin de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.

○ Mxima generacin de reactiva al mnimo tcnico (MVAr) en b.c.

○ Mxima absorcin de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.

○ Mxima absorcin de reactiva al mnimo tcnico (MVAr) en b.c.

○ Factor de potencia nominal.

○ Posibilidad de funcionamiento como compensador sncrono (SI/NO).

○ Potencia absorbida en funcionamiento como compensador sncrono (MW).

○ Datos principales de turbina y de los equipos de regulacin primaria.

○ Caractersticas de la turbina: fabricante y modelo.

○ Disponibilidad de regulacin primaria o regulacin de velocidad (SI/NO).

• En caso de disponer de regulacin primaria propia, indquese:

○ Caractersticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potencimetro motorizado, consigna digital,...

○ Estatismo permanente:

▪ Rango de ajuste.

▪ Valor ajustado.

▪ Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

○ Velocidad de variacin de la potencia en MW/s, por variacin de frecuencia.

○ Caractersticas del regulador: Fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensacin por realimentacin mediante estatismo transitorio,...) y tecnologa (hidrulico, electrohidrulico,...).

○ Compensaciones dinmicas: funcin de transferencia de la compensacin dinmica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se ha de especificar el rango de cada parmetro y su valor de ajuste o consigna.

1.1.2.2.3 Centrales de ms de 10 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 parmetros que en los esquemas estn representados. Esta informacin se aportar de la siguiente forma:

○ A travs de un modelo incluido en la lista de modelos dinmicos admitidos por el OS, y que ser proporcionada por el propio OS,

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

• En ambos casos, deber acompaarse de un informe de validacin 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 sncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base mquina (Xd, Xq, X’d, X’q, X’’d y X’’q. Simbologa 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. Simbologa 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. Simbologa conforme a norma UNE-EN 60034-4).

• Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: Mquina elctrica, excitatriz y turbina.

• Reactancia de fuga no saturada (p.u.) (Xl).

• Saturacin de la mquina a tensin 1.0 p.u., segn figura 1.

• Saturacin de la mquina a tensin 1.2 p.u., segn figura 1.

• Curvas de capacidad P-Q (lmites de funcionamiento del generador).

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1.1.2.3 Datos principales de los equipos de control de tensin (en el caso de centrales de ms de 10 MW o conectadas a la red de transporte).

• Breve descripcin del regulador de tensin-excitatriz, que incluir el nombre y tipo del regulador.

• Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parmetros que en los esquemas estn representados, de los reguladores de tensin-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta informacin se aportar de la siguiente forma:

○ A travs de un modelo incluido en la lista de modelos dinmicos admitidos por el OS, y que ser proporcionada por el propio OS,

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

• En ambos casos, deber acompaarse de un informe de validacin de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensin-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 reposicin, transformador, lnea o cable, protecciones y datos necesarios para programacin (vanse apartados correspondientes).

1.1.3 UNIDADES TRMICAS.

Nota: Las unidades solares trmicas se tratan en el apartado 1.1.4.

1.1.3.1 Datos generales de la instalacin.

• Para cogeneraciones: Vanse tambin instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte.

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

• Denominacin de la central.

• Empresa o empresas propietarias:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

○ Porcentaje de participacin.

• Empresa o empresas explotadoras:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

• Nmero de identificacin en el RAIPEE.

• Domicilio de la central: municipio, cdigo postal y provincia.

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

• Combustibles principal y alternativo.

• Subestacin / parque de conexin a la red (Nombre, kV).

1.1.3.1.2 Centrales de ms de 5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• Denominacin de la central.

• Empresa o empresas propietarias:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

○ Porcentaje de participacin.

• Empresa o empresas explotadoras:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

• Nmero de identificacin en el RAIPEE.

• Domicilio de la central: Municipio, cdigo postal y provincia.

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

• Combustibles principal y alternativo.

• Subestacin / parque de conexin a la red (Nombre, kV).

• Localizacin geogrfica (solicitudes de acceso): planos (detalle mnimo de situacin particular E 1:50.000 y de situacin general E 1:200.000) y distancias significativas (a lneas y nudos de conexin a la red).

• Coordenadas UTM de la instalacin (dar un punto de referencia).

• Configuracin general de la instalacin, indicando en su caso caractersticas 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 (ndices anual y estacionales si procede).

• Estructura de consumo de combustible en arranque: porcentaje en trminos de consumo de cada uno de los combustibles utilizados.

• Frmula de consumo en arranque: Expresin que permite calcular este consumo en funcin del tiempo de arranque (el transcurrido desde la ltima parada).

Ct =C0 (1-e-t/τ).

• Consumo trmico en el arranque en fro de cada unidad trmica y del conjunto (termias) C0.

• Eficiencia neta (consumo especfico neto) referida a PCI de cada unidad trmica y del conjunto para distintos regmenes de carga (Kcal/kWh).

• Capacidad mxima de almacenamiento de combustibles principal y alternativo (T).

• Reserva de energa elctrica (parque de almacenamiento de combustibles) (MWh) para combustibles principal y alternativo.

• Nmero mximo de horas de funcionamiento a plena carga sin suministro externo para combustibles principal y alternativo.

• Rgimen de funcionamiento previsto.

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

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalacin de enlace a la red (solicitudes de acceso).

• Diagrama fsico (esquema general en planta) de la instalacin de enlace.

• Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generacin hasta el punto de conexin a la red.

• Esquemas unifilares de proteccin de la instalacin hasta el punto de conexin a la red, incluidos servicios auxiliares y transformador de arranque, en su caso.

1.1.3.2 Datos de cada generador.

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

• Potencia aparente instalada (MVA).

• Potencia activa neta instalada en b.c. (MW).

• Mnimo tcnico en b.c. (MW).

• Mxima generacin de reactiva al mnimo tcnico (MVAr) en b.a.

• Mxima absorcin de reactiva al mnimo tcnico (MVAr) en b.a.

1.1.3.2.2 Centrales de ms de 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 tambin los datos de potencia activa y reactiva, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duracin, por ejemplo, con turbina de vapor fuera de servicio.

• Potencia aparente instalada (MVA).

• Tensin nominal de generacin (kV).

• Mxima tensin de generacin (kV).

• Mnima tensin de generacin (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).

• Mnimo tcnico en b.a. (MW).

• Mnimo tcnico en b.c. (MW).

• Mnimo tcnico especial en b.a. (MW).

• Mnimo tcnico especial en b.c. (MW).

• Tiempo que puede mantenerse el mnimo tcnico especial (h).

• Mxima generacin de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

• Mxima generacin de reactiva al mnimo tcnico (MVAr) en b.a.

• Mxima absorcin de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

• Mxima absorcin de reactiva al mnimo tcnico (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 mnimo tcnico, potencia activa (MW).

• Consumo de servicios auxiliares en b.a. a mnimo tcnico, potencia reactiva (MVAr).

• Factor de potencia nominal.

1.1.3.2.3 Centrales de ms de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.

• Reactancias no saturadas sncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base mquina (Xd, Xq, X’d, X’q, X’’d y X’’q. Simbologa 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. Simbologa 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. Simbologa conforme a norma UNE-EN 60034-4).

• Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: Mquina elctrica, excitatriz y turbina.

• Reactancia de fuga no saturada (p.u.). (Xl).

• Saturacin de la mquina a tensin 1.0 p.u., segn figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).

• Saturacin de la mquina a tensin 1.2 p.u., segn figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).

• Curvas de capacidad P-Q (lmites de funcionamiento del generador).

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

1.1.3.3.1 Centrales de ms de 5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• En el caso de ciclos combinados multiejes, la informacin aqu solicitada se enviar por separado para cada turbina de gas y de vapor.

• Caractersticas de la turbina de gas (en su caso): Fabricante y modelo.

• Caractersticas de la turbina de vapor (en su caso): Fabricante y modelo.

• Disponibilidad de regulacin primaria o regulacin de velocidad (S/NO).

• En caso de disponer de regulacin primaria propia, indquese:

○ Caractersticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potencimetro motorizado, consigna digital,...

○ Estatismo permanente:

▪ Rango de ajuste.

▪ Valor ajustado.

▪ Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

○ Velocidad de variacin de la potencia en MW/s, por variacin de frecuencia.

• Caractersticas del regulador (o de los reguladores, en su caso): Fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensacin por realimentacin mediante estatismo transitorio,...) y tecnologa (hidrulico, electrohidrulico).

• Compensaciones dinmicas: Funcin de transferencia de la compensacin dinmica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se ha de especificar el rango de cada parmetro y su valor de consigna.

1.1.3.3.2 Centrales de ms de 10 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 parmetros que en los esquemas estn representados. Esta informacin se aportar de la siguiente forma:

○ A travs de un modelo incluido en la lista de modelos dinmicos admitidos por el OS, y que ser proporcionada por el propio OS,

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

• En ambos casos, deber acompaarse de un informe de validacin 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 tensin (en el caso de centrales de ms de 10 MW o conectadas a la red de transporte).

En el caso de ciclos combinados multiejes, la informacin aqu solicitada se enviar por separado para cada turbina de gas y de vapor.

• Breve descripcin del regulador de tensin-excitatriz, que incluir el nombre y tipo del regulador.

• Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parmetros que en los esquemas estn representados, de los reguladores de tensin-excitatriz y del sistema estabilizador (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta informacin se aportar de la siguiente forma:

○ A travs de un modelo incluido en la lista de modelos dinmicos admitidos por el OS, y que ser proporcionada por el propio OS.

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

• En ambos casos, deber acompaarse de un informe de validacin de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensin-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 reposicin, transformador, lnea o cable, protecciones y datos necesarios para programacin (vanse apartados correspondientes).

1.1.4 SOLAR TRMICA.

Instalaciones de produccin basadas en generadores sncronos 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 instalacin y de los grupos.

1.1.4.1.1 General.

• Nombre de la central.

• Localizacin geogrfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribucin con influencia en la red de transporte): planos (detalle mnimo de situacin particular E 1:50.000 y de situacin general E 1:200.000) y distancias significativas (a lneas y nudos de conexin a la red).

• Empresa o empresas propietarias:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

○ Porcentaje de participacin.

• Nmero de identificacin en el RAIPEE.

• Unidad de oferta a la que pertenece, en su caso.

• Domicilio de la central: Municipio, cdigo postal y provincia.

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

• Tipo de central.

• Ao final de la concesin.

• Normativa aplicable.

• Compaa Distribuidora.

• Subestacin / parque de conexin a la red (Nombre, kV).

• Nmero de grupos.

• Datos de los sistemas de almacenamiento energtico y apoyo mediante combustible complementario en el caso de centrales termosolares con capacidad de almacenamiento:

○ Mtodo de almacenamiento energtico (vapor, aceite, sales,…).

○ Curvas de tiempo de recuperacin de la energa primaria almacenada.

○ Curvas de prdida de energa primaria almacenada.

• Tipo de apoyo con combustible complementario, potencia suministrable con dicho combustible y autonoma del mismo (en horas a potencia nominal).

• Potencia mxima que puede suministrar el sistema de almacenamiento y energa mxima que puede acumular.

• % de sobredimensionamiento de la planta para el almacenamiento.

• Potencia aparente instalada (MVA) de las unidades generadoras.

• Tensin nominal (kV).

• Mxima tensin de generacin (kV).

• Mnima tensin de generacin (kV).

• Velocidad nominal.

• Potencia acogida al RD 413/2014 por el que se regula la actividad de produccin de energa elctrica a partir de fuentes renovables, cogeneracin y residuos o reglamentacin alternativa que sea de aplicacin (MW).

• Potencia no acogida (MW).

• Potencia activa neta y mnimo tcnico (MW) disponibles para la red: distribucin estadstica por deciles de potencias o energas horarias vertidas a la red desde que la planta entr en funcionamiento o estimada.

1.1.4.1.2 Datos adicionales en el caso de generadores o agrupacin de generadores de ms de 5 MW de potencia total o conectados a la red de transporte.

1.1.4.1.2.1 General.

• Coordenadas UTM de la instalacin (dar un punto de referencia).

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalacin de enlace a la red.

• Rgimen 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.

• Mxima generacin de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexin a la red.

• Mxima generacin de reactiva al mnimo tcnico (MVAr) en el punto de conexin a la red.

• Mxima absorcin de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexin a la red.

• Mxima absorcin de reactiva al mnimo tcnico (MVAr) en el punto de conexin a la red.

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

• Caractersticas de la turbina: Fabricante y modelo.

• En caso de disponer de regulacin propia, indquese:

○ Caractersticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potencimetro motorizado, consigna digital,...

○ Estatismo permanente:

▪ Rango de ajuste.

▪ Valor ajustado.

▪ Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

○ Velocidad de variacin de la potencia en MW/s, por variacin de frecuencia. La insensibilidad del regulador (mHz) no ha de ser superior a 10 mHz.

○ Caractersticas del regulador: Fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensacin por realimentacin mediante estatismo transitorio,...) y tecnologa (hidrulico, electrohidrulico.).

○ Compensaciones dinmicas: Funcin de transferencia de la compensacin dinmica (estatismo transitorio, compensador serie,…). Se ha de especificar el rango de cada parmetro y su valor actual.

1.1.4.1.3 Centrales de ms de 10 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 sncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base mquina (Xd, Xq, X’d, X’q, X’’d y X’’q. Simbologa 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. Simbologa 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. Simbologa conforme a norma UNE-EN 60034-4).

• Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: mquina elctrica, excitatriz y turbina.

• Reactancia de fuga no saturada (p.u.) (Xl).

• Saturacin de la mquina a tensin 1.0 p.u., segn figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).

• Saturacin de la mquina a tensin 1.2 p.u., segn figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).

• Curvas de capacidad P-Q (lmites de funcionamiento del generador).

• Datos principales de turbina y de los equipos de regulacin primaria.

• Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los parmetros que en los esquemas estn representados. Esta informacin se aportar de la siguiente forma:

○ A travs de un modelo incluido en la lista de modelos dinmicos admitidos por el OS, y que ser proporcionado por el propio OS,

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

• En ambos casos, deber acompaarse de un informe de validacin 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 conexin a la red de transporte.

• Datos de la instalacin en el punto de conexin a la red.

• Diagrama fsico (esquema general en planta) de la instalacin de enlace.

• Diagrama unifilar de detalle con todos los elementos componentes de la instalacin de enlace desde las distintas unidades de generacin hasta el punto de conexin a la red.

• Configuracin general de la instalacin, indicando en su caso caractersticas de acoplamiento entre elementos (p.ej. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), as como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

• Esquema unifilar de proteccin de la instalacin.

1.1.4.2 Datos principales de los equipos de control de tensin para plantas de ms de 10 MW de potencia o conectadas a la RdT.

• Para cada grupo:

○ Breve descripcin del regulador de tensin-excitatriz, que incluir el nombre y tipo del regulador.

○ Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parmetros que en los esquemas estn representados, de los reguladores de tensin-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta informacin se aportar de la siguiente forma:

▪ A travs de un modelo incluido en la lista de modelos dinmicos admitidos por el OS, y que ser proporcionada por el propio OS,

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

En ambos casos, deber acompaarse de un informe de validacin de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensin-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 reposicin, transformador, lnea o cable, protecciones y datos necesarios para programacin (vanse apartados correspondientes).

1.1.5 DATOS NECESARIOS PARA LOS PLANES DE REPOSICIN DEL SERVICIO

Este apartado aplica a generadores o agrupaciones de generadores de ms de 50 MW de potencia total, o conectados a la red de transporte.

• Alimentacin de SSAA (salvo CCHH).

• Esquema simplificado y descripcin del proceso de alimentacin de SSAA en los siguientes supuestos:

○ Normal.

○ Arranque.

○ Otras alternativas (Grupos Diesel/Bateras/Otras).

• Tensin de alimentacin 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 fro/ Arranque en caliente.

• Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia reactiva (MVAr)

• Especificar distintas posibilidades: Arranque en fro/ Arranque en caliente.

• Capacidad de arranque autnomo.

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

○ Batera.

○ Grupo Diesel.

○ Otros.

• Diagramas unifilares.

• Tiempo de autonoma (horas).

• Tipo de arranque:

○ Por control remoto.

○ Operacin local (se indicar la disponibilidad horaria de personal).

• El tiempo mnimo garantizado de funcionamiento continuo a plena carga durante el proceso de reposicin (reservas mnimas de energa primaria).

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

• En el caso de CCHH: Nmero mnimo de grupos que han de funcionar en paralelo.

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

• Reconexin del grupo a la red (salvo CCHH).

○ Tiempo mnimo de arranque en fro (desde que se recibe alimentacin en los SSAA hasta listo para sincronizacin).

○ Tiempo mnimo de arranque en caliente (desde que se recibe alimentacin en los SSAA hasta listo para sincronizacin).

○ Tiempo mximo de parada para que el arranque sea en caliente.

• Capacidad de mantenerse estable tras una desconexin de la red exterior con prdida brusca de la plena carga, alimentando nicamente sus consumos propios.

• Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado mnima que es capaz de alimentar la planta en situacin de isla.

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

• Otros datos (salvo CCHH).

○ Caractersticas 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 reposicin.

1.1.6 DATOS DE LOS TRANSFORMADORES DE GRUPO.

Este apartado aplica a centrales de ms de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.6.1 Centrales de ms de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte.

• Potencia nominal (MVA).

• Tensin nominal (kV) de primario y secundario.

• Grupo de conexin.

• Prdidas debidas a la carga (kW).

• Tensin de cortocircuito (% en base mquina).

• Impedancia homopolar (% en base mquina)

1.1.6.1.1 Centrales conectadas a la red de transporte.

• Vanse transformadores de transporte.

1.1.7 DATOS DE LA LNEA O CABLE DE EVACUACIN.

Este apartado aplica a centrales de ms de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.7.1 Centrales de ms de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte.

• Vanse lneas y cables de red observable.

1.1.7.2 Centrales conectadas a la red de transporte.

• Vanse lneas y cables de transporte.

1.1.8 DATOS DE LAS PROTECCIONES.

1.1.8.1 Centrales de potencia inferior o igual a 50 MW que no estn conectadas a la red de transporte.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Proteccin (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Proteccin) ante perturbaciones internas a la central (s/no). Indicar particularidades, en su caso.

• Proteccin de mnima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Proteccin de sobrefrecuencia. Ajustes.

• En caso de que el tiempo crtico en el nudo de conexin a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

○ Esquema de proteccin ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

○ Cumplimiento de los Criterios Generales de Proteccin.

1.1.8.2 Centrales de ms de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Proteccin (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Proteccin) ante perturbaciones internas a la central (s/no). Indicar particularidades, en su caso.

• Rels de mnima tensin: Ajustes.

• Proteccin de mnima frecuencia: Ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Proteccin de sobrefrecuencia. Ajustes.

• Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

• En caso de que el tiempo crtico en el nudo de conexin a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

○ Esquema de proteccin ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

○ Cumplimiento de los Criterios Generales de Proteccin.

○ Esquema unifilar de proteccin de la instalacin.

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.

• Proteccin de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinacin (SI/NO) con las protecciones de la red.

• Proteccin ante prdida de sincronismo: Indicar tipo de proteccin, nmero de deslizamientos para el disparo y si ante ste el grupo queda sobre auxiliares.

• Rel de sobretensin: Ajustes.

• Proteccin de secuencia inversa: Indicar estado de coordinacin de esta proteccin con el reenganche monofsico y los rels 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 instalacin de enlace.

• Proteccin de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinacin (S/NO) con las protecciones de la red.

• Esquema de proteccin ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de generacin. Cumplimiento de los Criterios Generales de Proteccin.

• Rel de mnima tensin: Ajustes.

1.1.8.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

• Capacidad de teledisparo (S/NO).

• Tiempo de actuacin del teledisparo desde que se recibe la seal.

• Lgica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

1.2 INSTALACIONES ELICAS, FOTOVOLTAICAS Y EN GENERAL TODAS AQUELLAS INSTALACIONES DE PRODUCCIN CUYA TECNOLOGA NO EMPLEE UN GENERADOR SNCRONO CONECTADO DIRECTAMENTE A RED.

1.2.1 PLANTAS FOTOVOLTAICAS MAYORES DE 50 KW Y HASTA 1 MW DE POTENCIA.

• Nombre de la central.

• Nmero catastral de la finca.

• Empresa o empresas propietarias:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

○ Porcentaje de participacin.

• Nmero de identificacin en el RAIPEE.

• Domicilio de la central: Municipio, cdigo postal y provincia.

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

• Compaa Distribuidora.

1.2.2 CARACTERSTICAS DE CADA INSTALACIN.

• Nombre de la instalacin.

• Localizacin geogrfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribucin con influencia en la red de transporte): planos (detalle mnimo de situacin particular E 1:50.000 y de situacin general E 1:200.000) y distancias significativas (a lneas y nudos de conexin a la red).

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalacin de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribucin de tensin superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

• Empresa propietaria:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

• Nmero de identificacin en el RAIPEE.

• Fecha de inscripcin en el Registro Administrativo correspondiente.

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

• Domicilio de la instalacin: Municipio, cdigo postal y provincia.

• Coordenadas UTM de la poligonal del parque, huerta, etc.

• Compaa Distribuidora.

• Potencia instalada: Aparente bruta (MVA) y activa neta (MW). La potencia aparente debe incluir toda la compensacin de reactiva de la instalacin.

• Subestacin / parque de conexin a la red (Nombre, kV).

• Rgimen de operacin previsto de la instalacin:

• Horas de utilizacin (a plena potencia) referidas a perodo anual y estacionales.

• Curva de potencia activa en funcin del recurso primario (velocidad del viento en el caso de plantas elicas, irradiancia en el caso de huertas solares, etc.) incluyendo indicacin de las velocidades mximas de viento para las cuales los aerogeneradores, paneles, captadores parablicos, etc., dejan de aportar potencia.

• Cumplimiento de los requisitos de respuesta ante huecos de tensin (s/no).

• Datos de cada modelo de cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.):

• Nmero de unidades generadoras del mismo modelo.

• Fabricante y modelo.

• Tecnologa: Mquina de induccin o asncrona de jaula de ardilla, mquina de induccin o asncrona de deslizamiento variable, mquina de induccin o asncrona doblemente alimentada, aerogeneradores con conversin total de potencia (full converter), inversores, etc. En caso de otras tecnologas no indicadas, aportar breve descripcin.

• Potencia activa instalada de cada unidad generadora (kW).

• Potencia aparente instalada de cada unidad generadora (kVA) incluyendo, en su caso, su compensacin de reactiva interna.

• Curva de potencia reactiva en funcin de la potencia activa considerando, en su caso, la compensacin de reactiva interna de cada unidad generadora.

• En el caso de instalaciones de ms de 10 MW o conectadas a la red de transporte, se aportar un modelo de la instalacin que debe describir su comportamiento dinmico desde el punto de vista del sistema elctrico al que se conecta, ante cualquier perturbacin en el mismo. Esta informacin se aportar de la siguiente forma:

○ A travs de un modelo incluido en la lista de modelos dinmicos admitidos por el OS, y que ser proporcionado por el propio OS,

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

En ambos casos, deber acompaarse de un informe de validacin de la idoneidad del modelo conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

• Compensacin de reactiva en bornas de cada unidad generadora excluida, en su caso, la compensacin interna:

• Compensacin esttica y dinmica de potencia reactiva (valores nominales en MVAr).

• Posibilidad de regulacin.

• Compensacin de reactiva en bornas de la instalacin excluida, en su caso, la asociada a cada unidad generadora:

• Compensacin esttica y/o dinmica de potencia reactiva total (valor nominal en MVAr).

• Posibilidad de regulacin.

• Bateras de condensadores (s/no).

○ Potencia total (MVAr).

○ Nmero de escalones.

○ Tipo de control de los escalones.

• Sistemas de compensacin o regulacin continua basados en electrnica de potencia (FACTS) (s/no).

○ Potencia total instalada (MVAr).

1.2.3 DATOS DEL TRANSFORMADOR DE CONEXIN A LA RED.

• Empresa o empresas propietarias:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Direccin.

• Potencia nominal (MVA).

• Tensin nominal (kV) de primario y secundario.

• Grupo de conexin.

• Prdidas debidas a la carga (kW).

• Tensin de cortocircuito (% en base mquina).

• Impedancia homopolar (% en base mquina).

1.2.4 DATOS DE LA LNEA O CABLE DE CONEXIN A LA RED.

• Vanse lneas y cables de red observable.

1.2.5 DATOS DE LAS PROTECCIONES.

1.2.5.1 Protecciones de la instalacin.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Proteccin (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Proteccin) ante perturbaciones internas al parque (s/no). Indicar particularidades, en su caso.

• Rel de mnima tensin: Indicar fases en que mide y ajustes.

• Rel de sobretensin: Ajustes.

• Proteccin de mnima frecuencia: Ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Proteccin de sobrefrecuencia. Ajustes.

• Dispositivos automticos de reposicin por frecuencia: Confirmar que no existen o que estn deshabilitados.

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

• Rel de mnima tensin: Indicar fases en que mide y ajustes.

• Rel de sobretensin: Ajustes.

• Proteccin de mnima frecuencia: Ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Proteccin de sobrefrecuencia. Ajustes.

• Dispositivos automticos de reposicin por frecuencia: Confirmar que no existen o que estn deshabilitados.

• Disparo por sobrevelocidad en su caso. Valor de disparo.

1.2.5.3 Protecciones asociadas a la instalacin de enlace.

• Rel de mnima tensin: Ajustes.

• En caso de que el tiempo crtico en el nudo de conexin a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

• Esquema de proteccin ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Proteccin.

1.2.6 DATOS ADICIONALES EN EL CASO DE INSTALACIONES CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.2.6.1 Caractersticas de cada instalacin.

• Diagrama fsico (esquema general en planta) de la instalacin de enlace.

• Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generacin hasta el punto de conexin a la red.

• Intensidad de cortocircuito aportada por la instalacin a un cortocircuito en el punto de conexin a la red.

• Informe con el contenido mximo de distorsin armnica garantizado:

○ Bien a travs de una previsin a nivel de instalacin, segn se indica en CEI 61000-3-6, de los armnicos de tensin e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsin armnica.

○ Bien realizar medidas a nivel de instalacin de los armnicos de tensin e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsin armnica, en perodos mnimos de una semana segn se indica en CEI 61000-4-30.

• Nivel de tensin (kV) de la red interna de conexin de las unidades generadoras.

• Esquema unifilar de proteccin de la instalacin de produccin y de la instalacin de enlace.

1.2.6.2 Datos del transformador de la instalacin (en caso de ser ste el transformador de conexin a la red, vase punto 1.2.6.4).

• Potencia nominal (MVA).

• Tensin nominal (kV) de primario y secundario.

• Grupo de conexin.

• Prdidas debidas a la carga (kW).

• Tensin de cortocircuito (% en base mquina).

• Impedancia homopolar (% en base mquina).

1.2.6.3 Datos de la lnea o cable de evacuacin de cada instalacin (en caso de ser sta la lnea o cable de conexin a la red de transporte, vase punto 1.2.6.5).

Vanse lneas y cables de red observable.

1.2.6.4 Datos del transformador de conexin a la red.

Vanse transformadores de transporte.

1.2.6.5 Datos de la lnea o cable de evacuacin (en su caso).

Vanse lneas y cables de transporte.

1.2.6.6 Datos de las protecciones.

1.2.6.6.1 Protecciones de la instalacin de produccin.

Condiciones de sincronismo para el acoplamiento. Automatismos y ajustes.

1.2.6.6.2 Protecciones asociadas a la instalacin de enlace.

• Esquema de proteccin ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de los Criterios Generales de Proteccin.

• Proteccin de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinacin (SI/NO) con las protecciones de la red.

1.2.6.6.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

• Capacidad de teledisparo (SI/NO).

• Tiempo de actuacin del teledisparo desde que se recibe la seal (indicar tambin tiempos de apertura de interruptor).

• Lgica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

1.2.7 DATOS PRINCIPALES DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE TENSIN PARA LAS INSTALACIONES DE MS DE 10 MW.

El OS podr solicitar una descripcin de la implementacin fsica del control de tensin de rgimen permanente establecido en la instalacin mostrando como participan las dinmicas fundamentales de los generadores individuales (inversores en su caso) as como las dinmicas del control en el punto de conexin a la red de la instalacin de produccin. En tal caso, se aportarn los correspondientes esquemas de bloques con los valores correspondientes de los parmetros que en el esquema estn representados.

1.3 INFORMACIN BSICA NECESARIA PARA LA PROGRAMACIN DE LA OPERACIN Y LA PARTICIPACIN EN LOS MERCADOS DE SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA.

1.3.1 INFORMACIN GENERAL.

Datos correspondientes a la unidad fsica.

• Nombre y cdigo de la unidad fsica asociada.

• Nombre de la instalacin.

• Cdigo de inscripcin en el registro administrativo correspondiente.

• Subgrupo asociado.

• Provincia.

• CIL.

• Potencia neta mxima de la UF.

• Potencia reactiva mxima y mnima de la UF.

• Tipo de produccin.

• Punto frontera.

• En su caso, indicacin de los modos de funcionamiento multieje.

Datos correspondientes a la unidad de programacin.

• Nombre y cdigo de:

○ Unidad de programacin a la que pertenece.

○ Sujeto titular / Sujeto representante.

○ Unidad de oferta asociada.

• Potencia neta mxima de la UP (suma de las potencias mximas de las UF que la componen).

• Mnimo tcnico de la UP.

• Tipo de produccin (nuclear, carbn, fuel-gas, ciclo combinado, hidrulica, turbinacin bombeo, consumo bombeo, cogeneracin, solar fotovoltaica/ trmica, elica terrestre/marina, biomasa, biogs, residuos).

• En caso de unidades de programacin de ciclo combinado, indicar si se trata de centrales multieje.

• Indicacin de si la instalacin es:

○ Renovable/no renovable.

○ Cogeneracin de alta eficiencia.

• En su caso, centro de control al que pertenece.

Indicacin de si la instalacin se encuentra en periodo de pruebas preoperacionales.

1.3.2 SOLUCIN DE RESTRICCIONES TCNICAS Y MERCADO DE RESERVA DE POTENCIA ADICIONAL A SUBIR.

• Subestacin/parque de conexin a la red (nombre, kV).

• Zona elctrica a la que pertenece.

• Tiempos de arranque (min.) mnimo exigible por el OS:

○ Desde orden de arranque hasta sincronizacin (en fro/en caliente).

○ Desde sincronizacin hasta mnimo tcnico (en fro/en caliente).

○ Desde sincronizacin hasta plena carga (en fro/en caliente).

En caso de unidades de programacin trmicas con ms de un modo de funcionamiento, se han de aportar los tiempos de arranque solicitados para cada uno de los posibles modos de funcionamiento.

• Tiempo de parada de programacin (min) desde plena carga hasta desconexin.

• Indicar el valor del programa de entrega de energa mnimo necesario para la provisin efectiva al sistema de reserva de potencia adicional a subir.

1.3.3 REGULACIN PRIMARIA.

Disponibilidad de regulacin primaria o regulacin 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 regulacin primaria propia, aportar documentacin que acredite la prestacin del servicio por otra unidad generadora, indicando:

○ Unidad que presta el servicio.

○ Confirmacin de insensibilidad no superior a 10 mHz.

○ Confirmacin de banda muerta voluntaria nula.

1.3.4 REGULACIN SECUNDARIA.

• Zona de regulacin en la que, en su caso, se encuentra integrada.

• En caso de participacin activa en el servicio:

○ Informacin detallada de la conexin del sistema de regulacin con el AGC, caractersticas de la seal de consigna, procesamiento de la seal, lmites.

○ Potencia activa mxima y mnima de regulacin 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 escaln.

1.3.5 REGULACIN TERCIARIA Y GESTIN DE DESVOS.

• Zona de regulacin en la que, en su caso, se encuentra integrada.

• En el caso de generadores dependientes entre s, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar tambin los datos solicitados, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duracin, 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 participacin activa en el servicio:

○ Tiempo de arranque:

• En fro (desde orden de arranque hasta listo para sincronizacin).

• En caliente (desde orden de arranque hasta listo para sincronizacin).

○ Tiempo mnimo de arranque de programacin.

• Desde sincronizacin hasta mnimo tcnico (min). Desglosar arranque en fro y en caliente.

• Desde sincronizacin hasta plena carga (min). Desglosar arranque en fro y en caliente.

○ Tiempo mnimo de parada de programacin (desde plena carga hasta desconexin) (min).

○ Mxima rampa ascendente de regulacin terciaria (MW en 15 min).

○ Mxima rampa descendente de regulacin terciaria (MW en 15 min).

1.3.6 CONTROL DE TENSIN DE LA RED DE TRANSPORTE.

En caso de instalaciones conectadas a la red de transporte:

• En el caso de instalaciones de generacin, transformadores de red observable e instalaciones de consumo, declaracin explcita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensin establecidos en el procedimiento de operacin en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensin o incumplimientos, en su caso, y su justificacin.

• En el caso de grupos hidrulicos reversibles generador/motor, completar los datos requeridos en el anexo 1 del PO 7.4 para cada uno de los modos de funcionamiento.

• En el caso de grupos generadores y grupos reversibles que tengan capacidad de funcionar como compensadores sncronos, se indicarn los requisitos tcnicos de funcionamiento, y el tiempo requerido para su entrada en funcionamiento.

• Deber indicarse la posibilidad, si existe, de telemandar los grupos de modo que pueda modificarse la consigna de excitacin y/o las tomas del transformador de salida del grupo desde el despacho de generacin del sujeto titular o representante del grupo, o desde el centro de control correspondiente.

2. RED DE TRANSPORTE

2.1 SUBESTACIONES.

• Nombre de la subestacin.

• Domicilio: Municipio, cdigo postal y provincia.

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

2.2 PARQUES.

• Nombre de la subestacin.

• Tensin (kV).

• Coordenadas UTM del parque (dar un punto de referencia).

• Configuracin.

• Propietario de cada posicin.

• Propietario de cada barra.

• Intensidad mxima de cortocircuito admisible de los distintos elementos del parque.

• Poder de corte nominal en cortocircuito de los interruptores.

• Esquemas unifilares de proteccin y medida.

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

• Protecciones:

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

○ Esquema de proteccin ante cortocircuitos. Tiempo crtico contemplado.

○ Proteccin de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinacin (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

○ Esquema unifilar de proteccin y medida.

○ Rels de mnima tensin: lgica de disparo e interruptores sobre los que actan.

2.3 LNEAS Y CABLES.

• Denominacin de la lnea.

• Parques extremos de la lnea.

• Nmero de circuitos y longitud en km.

• Propietario o conjunto de propietarios y participacin en su caso.

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

• Tensin nominal de funcionamiento y mxima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variacin) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con caractersticas homogneas.

• Resistencia de secuencia directa (Ω).

• Reactancia de secuencia directa (Ω).

• Susceptancia de secuencia directa (μS).

• Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

• Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

• Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

• Datos adicionales slo para lneas y cables de la red de transporte, propiamente dichos:

• Valores estacionales (verano, otoo, invierno, primavera) de:

○ Capacidad nominal de transporte de la lnea (MVA).

○ Elemento limitante.

○ Lmite trmico permanente del conductor (MVA).

○ Temperatura mxima de funcionamiento del conductor (C).

○ Longitud en apoyos compartidos, en su caso (en una misma zanja o galera, si de cables aislados se trata).

• Configuracin de la lnea.

• Conductor: Denominacin / material / seccin total (mm2).

• Cables de tierra: Denominacin / material / seccin total (mm2).

• Configuracin de puesta a tierra (slo para cables aislados): Tipo/longitud de las secciones.

• Nmero de conductores por fase.

• Protecciones:

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

○ Esquema de proteccin ante cortocircuitos. Tiempo crtico contemplado.

○ Proteccin de apoyo ante cortocircuitos externos: Indicar tipo(s) de rel(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinacin (S/NO) con las protecciones de otros elementos.

○ Esquema unifilar de proteccin y medida.

○ Acopladores de red o teleacopladores: Existencia y ajustes.

○ Rels de sincronismo: existencia y ajustes. Desglosar, en caso necesario, entre supervisin del reenganche y del cierre voluntario.

○ Rels de mnima tensin: Lgica de disparo e interruptores sobre los que actan.

○ Proteccin de sobretensin: Existencia y ajustes.

○ Dispositivos automticos de reposicin: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

○ Reenganche:

▪ Posicin del reenganchador en condiciones normales de operacin (no activo/mono/mono+tri/tri).

▪ Extremo que lanza tensin en el reenganche trifsico.

▪ Supervisin de sincronismo en el reenganche trifsico (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 epgrafe Instalaciones de consumo.

• Nombre de la subestacin y parque del nivel de tensin ms alto.

• Nmero de orden.

• Localizacin geogrfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribucin con influencia en la red de transporte): planos (detalle mnimo de situacin particular E 1:50.000 y de situacin general E 1:200.000) y distancias significativas (a lneas y nudos de conexin a la red).

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalacin de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribucin de tensin superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

• Diagrama fsico (esquema general en planta) de la instalacin de enlace.

• Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalacin de enlace a la red.

• Propietario o conjunto de propietarios y participacin en su caso.

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

• Tipo de transformador: configuracin (trifsico o banco), autotransformador /transformador, circuito magntico (n. de columnas).

• Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

• Tipo de refrigeracin.

• Tensin nominal de cada arrollamiento (kV).

• Tensin mxima de servicio de cada arrollamiento (kV).

• Grupo de conexin.

• Tipo de regulacin en cada arrollamiento: Carga o vaco, regulacin automtica (S/NO) y bloqueo ante colapso (S/NO).

• Nmero de tomas en cada arrollamiento y extensin de tomas (%). Nmero de la toma principal (correspondiente a la tensin nominal del transformador), de la toma habitual (regulacin en vaco) y de la toma mxima (toma del regulador en la que se obtiene la tensin ms alta). Para transformadores de generacin, adems, nmeros de la toma habitual (cambiador de tomas en vaco) o de las ms frecuentes (cambiador de tomas en carga).

• Relacin de transformacin entre primario y secundario para cada una de las posibles tomas del transformador o autotransformador.

• Prdidas en el transformador:

○ Prdidas debidas a la carga entre cada pareja de arrollamientos (kW).

○ Prdidas en vaco (kW).

○ Prdidas en los equipos auxiliares (kW).

• Tensin de cortocircuito entre cada pareja de arrollamientos en las tomas principal, mxima y mnima, en su caso (% en base mquina). Toma principal en transformadores de generacin.

• Impedancias homopolares entre cada arrollamiento y su borne neutro en las tomas principal, mxima y mnima, en su caso (% en base mquina). Toma principal en transformadores de generacin.

• Datos adicionales para transformadores de la red de transporte y de la red observable, propiamente dichos:

• Protecciones:

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

○ Esquema de proteccin ante cortocircuitos. Tiempo crtico contemplado.

○ Proteccin de apoyo ante cortocircuitos externos: Indicar tipo(s) de rel(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinacin (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

○ Esquema unifilar de proteccin y medida.

• Rels de mnima tensin: Lgica de disparo e interruptores sobre los que actan.

• Proteccin de sobretensin: Existencia y ajustes.

2.5 ELEMENTOS DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA O REACTIVA.

• Nombre de la subestacin y parque en que se sita.

• Tipo (Reactancia o Condensador o Dinmica; se replicar la informacin en caso de elementos con posibilidades de compensacin inductiva y capacitiva).

• Nmero de orden.

• Tensin nominal (kV).

• Potencia nominal (MVAr).

• Tensin de conexin (kV).

• Situacin (barras o terciario de transformador).

• Propietario.

• Prdidas en el hierro (kW).

• Prdidas en el cobre (kW).

• Prdidas totales incluidas adicionales (kW).

• Tipo de conexin.

• Nmero de escalones.

• Para cada escaln:

○ N de bloques.

○ Potencia nominal de cada bloque (MVAr).

○ Fecha de puesta en servicio o baja (previsin, en su caso).

• Protecciones:

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

○ Esquema de proteccin ante cortocircuitos. Tiempo crtico contemplado.

○ Proteccin de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinacin (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

○ Esquema unifilar de proteccin y medida.

• Rels de mnima tensin: Lgica de disparo e interruptores sobre los que actan.

○ Proteccin de sobretensin: Existencia y ajustes.

○ Dispositivos automticos de reposicin: 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 epgrafe es de aplicacin a los que alimentan cargas y a los conectados a redes no observables. Los transformadores de la red observable se tratan en el captulo de Red Observable.

• Denominacin de la instalacin.

• Nmero de orden.

• Localizacin geogrfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribucin con influencia en la red de transporte): planos (detalle mnimo de situacin particular E 1:50.000 y de situacin general E 1:200.000) y distancias significativas (a lneas y nudos de conexin a la red).

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalacin de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribucin de tensin superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

• Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalacin de enlace a la red.

• Propietario.

• Domicilio de la instalacin. Municipio, cdigo postal y provincia.

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

• Tipo de carga (red de distribucin, servicios auxiliares, consumidor).

• Subestacin y parque de conexin a la red (Nombre, kV).

• Configuracin general de la instalacin, modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

• Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (ndices anual y estacionales si procede).

• Rgimen de funcionamiento previsto. Previsin de consumo (MW, MVAr) en el punto de conexin a la red en las situaciones horarias y estacionales significativas, as como energa estimada anual.

• Transformador de conexin a la red.

• Tipo de transformador: Configuracin (trifsico o banco), autotransformador/transformador, circuito magntico (n de columnas)

• Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

• Tensin nominal y mxima de servicio de cada arrollamiento (kV).

• Grupo de conexin.

• Prdidas debidas a la carga (kW).

• Tensin de cortocircuito (% en base mquina).

• Impedancia homopolar (% en base mquina).

• Caractersticas principales de composicin de la carga (si procede):

○ Proporcin de motores de induccin (% sobre la carga total).

• Del resto de la carga que no se corresponda con motores de induccin:

○ Proporcin asimilable a carga de potencia constante (%).

○ Proporcin asimilable a carga de impedancia constante (%).

○ Proporcin asimilable a carga de intensidad constante (%).

• Informacin adicional para hornos de arco en corriente alterna:

○ Tensin de alta (kV).

○ Tensin de media (kV).

○ Tensin de baja (kV).

○ Potencia del horno (MVA).

○ Compensacin de reactiva: Tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexin.

○ Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.

○ Impedancia de la reactancia serie, si la hubiere.

○ Impedancia de los cables de baja tensin, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexin a la red hasta el electrodo.

○ Cos φ de las impedancias anteriores.

• Informacin adicional para hornos de arco en corriente continua:

○ Tensin de alta (kV).

○ Tensin de media (kV).

○ Tensin de baja (kV).

○ Potencia de rectificacin (MW).

○ Nmero de pulsos.

○ Compensacin de reactiva: Tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexin.

○ Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.

○ Impedancia de los cables de baja tensin, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexin a la red hasta el electrodo.

○ Cos φ de la impedancia de los cables de baja tensin.

○ Filtros de armnicos: Orden de armnico al que est sintonizado cada filtro y potencia unitaria (MVAr).

• Informacin adicional para trenes de alta velocidad (TAV) y cargas desequilibradas:

○ Tensin nominal (kV).

○ Potencia nominal (MVA) y fases entre las que carga.

○ Caractersticas del equipo de compensacin de desequilibrio, en caso de existir.

• Informacin adicional para motores de induccin de ms de 10 MW o cargas que presenten caractersticas dinmicas especiales, frente a la tensin o la frecuencia, no indicadas anteriormente, si no son caracterizables mediante las caractersticas principales de composicin de la carga definidas anteriormente y si el OS lo considera pertinente:

• Se aportar un modelo que debe describir el comportamiento dinmico de la instalacin desde el punto de vista del sistema elctrico al que se conecta, ante cualquier perturbacin en el mismo. Esta informacin se aportar de la siguiente forma:

○ A travs de un modelo incluido en la lista de modelos dinmicos admitidos por el OS, y que ser proporcionada por el propio OS,

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

En ambos casos, deber acompaarse de un informe de validacin de la idoneidad del modelo para representar a este tipo de cargas, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

• Lnea o cable de conexin a la Red de Transporte (en su caso):

○ Nmero de circuitos y longitud en km.

○ Propietario o conjunto de propietarios y participacin en su caso.

○ Fecha de puesta en servicio o baja (previsin, en su caso).

○ Tensin nominal de funcionamiento y mxima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variacin) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con caractersticas homogneas.

○ Resistencia de secuencia directa (Ω).

○ Reactancia de secuencia directa (Ω).

○ Susceptancia de secuencia directa (μS).

○ Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

○ Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

○ Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

• Protecciones:

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

○ Esquema de proteccin ante cortocircuitos. Tiempo crtico contemplado.

○ Proteccin de apoyo ante cortocircuitos externos: Indicar tipo(s) de rel(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinacin (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

○ Esquema unifilar de proteccin y medida.

○ Rels de mnima tensin: lgica de disparo e interruptores sobre los que actan.

○ Proteccin de sobretensin: Existencia y ajustes.

• Caractersticas y ajuste del rel de frecuencia:

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

○ Temporizacin: Rango de ajuste y valor de ajuste (s).

○ Existencia de mecanismo de reposicin (SI/NO). En caso afirmativo, confirmar su no habilitacin.

○ Cargas mnima y mxima desconectadas por el rel (MW).

○ Identificacin del interruptor sobre el que acta el rel.

○ Dispositivos automticos de reposicin no asociados al rel de frecuencia: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

4. RED OBSERVABLE

4.1 SUBESTACIONES.

• Nombre de la subestacin.

• Domicilio: municipio, cdigo postal y provincia.

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

4.2 PARQUES.

• Nombre de la subestacin.

• Tensin (kV).

• Configuracin. Unifilar de detalle.

• Propietario de cada posicin.

• Propietario de cada barra.

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

4.3 LNEAS Y CABLES.

• Denominacin de lnea.

• Parques extremos de la lnea.

• Nmero de circuito y longitud en km.

• Propietario o conjunto de propietarios y participacin en su caso.

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

• Resistencia de secuencia directa (Ω).

• Reactancia de secuencia directa (Ω).

• Susceptancia de secuencia directa (μS).

• Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

• Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

• Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

• Datos adicionales en caso de lneas y cables de la red observable, propiamente dichos:

○ Capacidad nominal de transporte de la lnea (MVA), valores estacionales (verano, otoo, invierno, primavera).

4.4 TRANSFORMADORES.

Los transformadores conectados a la red de transporte se tratan en el captulo de Red de Transporte.

4.5 ELEMENTOS DE CONTROL DE POTENCIA REACTIVA.

El presente epgrafe es de aplicacin a los elementos directamente conectados a nudos de la red observable.

• Nombre de la subestacin y parque en que se sita.

• Tipo (Reactancia o Condensador o Esttica).

• Nmero de orden.

• Propietario.

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

• Tensin nominal (kV).

• Potencia nominal (MVAr).

ANEXO II
Informacin a enviar al operador del sistema en tiempo real

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

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

1.1 Interruptores

• Sealizaciones

• Posicin de los interruptores.

1.2 Seccionadores

• Sealizaciones

• Posicin de los seccionadores.

1.3 Lneas

• Medidas

• Potencia activa (MW).

• Potencia reactiva (MVAr).

1.4 Transformadores (incluye transporte, generacin y consumo), reactancias y condensadores

• Sealizaciones

○ Posicin de los interruptores

○ Posicin de los seccionadores

○ Control automtico de tensin (slo 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 (slo transformadores)

○ Posicin del regulador en vaco (si existe y slo transformadores)

○ Potencia reactiva en reactancias (MVAr)

1.5 Acoplamiento de barras

• Sealizaciones

○ Posicin de los interruptores

○ Posicin de los seccionadores

• Medidas

○ Potencia activa (MW)

○ Potencia reactiva (MVAr)

1.6 Barras

• Medidas

○ Tensin por seccin de barra (kV)

○ Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz)

1.7 Grupos habilitados para participar en el servicio de regulacin secundaria

• Sealizaciones

○ Estado local/remoto de regulacin secundaria del grupo

○ Tipo de regulacin secundaria, control/no control

1.8 Grupos trmicos de potencia neta superior a 50 MW o conectados a la red de transporte

• Sealizaciones

○ Posicin de los interruptores de grupo

• Medidas

○ Potencia activa neta en alta del transformador de mquina (MW)

○ Potencia reactiva en alta del transformador de mquina (MVAr)

○ Potencia activa neta en baja del transformador de mquina (MW)

○ Potencia reactiva en baja del transformador de mquina (MVAr)

○ Tensin de generacin

○ En el caso de instalaciones con autoconsumo o cogeneracin: potencia activa consumida (MW) y potencia reactiva consumida (MVAr) por el consumidor asociado de acuerdo a la definicin del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre. No se incluirn en estos consumos, los de los servicios auxiliares de la instalacin de generacin

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

• Sealizaciones

○ Posicin de los interruptores de grupo

• Medidas

○ Potencia activa en alta del transformador de mquina (MW)

○ Potencia reactiva en alta del transformador de mquina (MVAr)

○ Medida de tensin en barras de central (kV)

○ En el caso de instalaciones de bombeo puro: horas de bombeo y turbinacin disponibles (horas*grupo). Con actualizacin horaria.

○ En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupo b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del artculo 2 del RD 413/2014:

▪ Potencia mxima producible en las condiciones actuales (MW).

▪ Produccin horaria esperada en las horas h+1, h+2, h+3 y h+4 (MWh). Con actualizacin horaria.

1.10 Instalaciones de generacin de potencia neta no superior a 50 MW y con obligacin de adscripcin a un centro de control de generacin

• Sealizaciones

○ Estado de conexin de la instalacin con la red de distribucin o de transporte

• Medidas

○ Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalacin, descontando los consumos propios de las unidades de generacin

○ Potencia reactiva producida/absorbida (MVAr) por el conjunto de la instalacin, descontando los consumos propios de las unidades de generacin

○ Medida de tensin en barras de central (kV)

○ En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupo b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del artculo 2 del RD 413/2014:

▪ Potencia mxima producible en las condiciones actuales (MW).

▪ Produccin horaria esperada en las horas h+1, h+2, h+3 y h+4 (MWh). Con actualizacin horaria.

○ En el caso de instalaciones con autoconsumo o cogeneracin: potencia activa consumida (MW) y potencia reactiva consumida (MVAr) por el consumidor asociado de acuerdo a la definicin del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre. No se incluirn en estos consumos, los de los servicios auxiliares de la instalacin de generacin.

1.11 Resto de instalaciones de generacin con obligacin de envo de telemedidas en tiempo real

• Medidas

○ Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalacin, descontando los consumo propios de las unidades de generacin

1.12 Compensadores sncronos

• Sealizaciones

○ Estado de conexin

• Medidas analgicas

○ Potencia reactiva (MVAr)

○ Tensin (kV)

ANEXO III
Informe de incidencias

Los contenidos que deben incluirse en el informe sobre una incidencia son los que resulten de aplicacin de entre los que se enumeran a continuacin:

a) Fecha y hora de la incidencia.

b) Instalaciones de transporte y/o elementos del sistema elctrico directamente involucradas en la incidencia (y no nicamente afectadas por la incidencia), duracin de la prdida de servicio (con indicacin de si se trata de dato o previsin).

c) Afectacin directa a los consumidores finales, por cada punto frontera con la red de transporte afectado: ubicacin, tipo y nmero de clientes afectados, demanda interrumpida (en MW), energa no suministrada (en MWh) y la duracin de la interrupcin (con indicacin de si se trata de dato o previsin). Asimismo, se dar informacin lo ms detallada posible de la reposicin del servicio, indicando las potencias y los tiempos de interrupcin correspondientes a cada etapa de la reposicin.

d) Afectacin a la generacin: grupo o grupos afectados, generacin interrumpida (MW) y duracin de la interrupcin (con indicacin de si se trata de dato o previsin). Daos constatados.

e) Descripcin de la incidencia (cronologa de eventos, actuacin de sistemas de proteccin y automatismos,…).

P. 14.4 DERECHOS DE COBRO Y OBLIGACIONES DE PAGO POR LOS SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es determinar los derechos de cobro y las obligaciones de pago que se derivan de los servicios de ajuste del sistema a efectos del proceso de liquidacin, segn lo establecido en el Procedimiento de Operacin 14.1 y en los Procedimientos de Operacin relativos a dichos servicios.

Los servicios de ajuste del sistema incluyen:

a. La resolucin de restricciones tcnicas del PBF, del mercado intradiario y en tiempo real establecidas en el Procedimiento de Operacin 3.2.

b. La resolucin de desvos generacin-consumo establecida en el Procedimiento de Operacin 3.3.

c. Los servicios complementarios de regulacin secundaria establecidos en el Procedimiento de Operacin 7.2.

d. Los servicios complementarios de regulacin terciaria establecidos en el Procedimiento de Operacin 7.3.

e. Los desvos entre la medida en barras de central y el programa.

2. mbito de aplicacin

Este procedimiento es de aplicacin al Operador del Sistema y a los Sujetos del Mercado de Produccin de Energa Elctrica.

3. Criterios generales

3.1 Criterio de signos

El criterio de signos adoptado en las frmulas de este procedimiento es el siguiente:

a La produccin e importacin de energa tienen signo positivo. El consumo y exportacin de energa tienen signo negativo.

b La energa a subir tiene signo positivo. Se define la energa a subir como los incrementos de produccin o importacin de energa y las disminuciones de consumo o exportacin de energa.

c La energa a bajar tiene signo negativo. Se define la energa a bajar como las disminuciones de produccin o importacin de energa y los incrementos de consumo o exportacin de energa.

d Los derechos de cobro tienen signo positivo. Las obligaciones de pago tienen signo negativo.

3.2 Magnitudes

Las magnitudes a las que se hace referencia en los textos y frmulas de este procedimiento de operacin se entendern expresadas en las siguientes unidades:

a Las magnitudes de energa se entendern expresadas en MWh con el nmero de decimales en los que se realice la asignacin o medicin de energa en cada caso y hasta un mximo de tres decimales.

b Las magnitudes de potencia se entendern expresadas en MW con el nmero de decimales en los que se realice la asignacin o medicin de potencia en cada caso y hasta un mximo de tres decimales.

c Los precios de energa se entendern expresados en euros por MWh con la precisin con la que se determinen en cada mercado.

d Los precios de potencia se entendern expresados en euros por MW con la precisin con la que se determinen en cada mercado.

e Los porcentajes se entendern ya divididos por 100.

f Los derechos de cobro y obligaciones de pago se entendern expresados en euros con dos decimales, efectundose, en su caso, el redondeo necesario.

3.3 Frmulas

Los trminos de las frmulas de este procedimiento de operacin se entendern referidos a valores de una hora, salvo mencin expresa en otro sentido.

El trmino PMD en las frmulas de este Procedimiento de Operacin significa Precio del Mercado Diario.

En las frmulas de reparto se aplicar el mtodo de redondeo de mnimo error para obtener resultados redondeados que sumen la cantidad a repartir.

3.4 Trminos

En este procedimiento el trmino consumidor directo se refiere a Consumidor Directo en Mercado.

Unidad de programacin de comercializacin se refiere a la unidad de programacin de un comercializador para compra de energa para suministro a sus clientes nacionales en la pennsula.

Unidad de programacin de consumidor directo se refiere a la unidad de programacin de consumidores directos para compra de energa para su consumo en la pennsula.

Unidad de adquisicin para demanda se refiere, en general, a las unidades de programacin de los dos prrafos anteriores.

Unidad u se refiere a unidad de programacin.

4. Restricciones tcnicas del PBF

4.1 Modificaciones del PBF por criterios de seguridad

4.1.1 Restricciones tcnicas del PBF a subir en fase 1 a unidades de venta

4.1.1.1 Oferta simple

La asignacin de energa a subir para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF con utilizacin de la oferta simple, por no ser aplicable la oferta compleja, dar lugar a un derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energa b asignado, que se calcula segn la frmula siguiente:

DCERPVPVOSu,b = ERPVPVOSu,b POPVPVOSu,b + NACCCu PACu

donde:

ERPVPVOSu,b = Energa a subir del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en fase 1

POPVPVOSu,b = Precio ofertado correspondiente a oferta simple para el bloque b de la unidad u

NACCCu = Nmero de arranques diarios de turbinas de gas por cambios requeridos en el modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje.

PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.

4.1.1.2 Oferta compleja

La asignacin de energa a subir para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF con utilizacin de la oferta compleja dar lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula segn la frmula siguiente:

DCERPVPVOCu = ERPVPVOCu POPVPVDIAu

donde:

ERPVPVOCu = Energa a subir de la unidad u, en aplicacin de la oferta compleja

POPVPVDIAu = Precio aplicable para todas las horas del da resultante de la aplicacin de la oferta compleja y obtenido del siguiente modo:

POPVPVDIAu = mnimo(IMPPVPu, IMPPHFu) / ∑h ERPVPVOCu,h

Siendo IMPPVPu e IMPPHFu los ingresos diarios de la unidad u que resultaran de la aplicacin de la oferta compleja al programa por restricciones en el PVP y al PHF respectivamente, segn lo establecido a continuacin:

IMPPVPu = NAFu,pvp PAFu + NACu,pvp PACu + NHESu,pvp PHCu + ERPVPu PECu

donde:

NAFu,pvp = Nmero de arranques diarios en fro programados en PVP

PAFu = Precio del arranque en fro en la oferta compleja

NACu,p = Nmero de arranques diarios en caliente programados en PVP

PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja

NHESu,pvp = Nmero de horas diarias con energa a subir para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF con utilizacin de la oferta compleja

PHCu = Precio por hora en la oferta compleja

ERPVPu = Energa diaria a subir para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF con utilizacin de la oferta compleja

PECu = Precio por energa en la oferta compleja

Se considera que existe un arranque programado en PVP en la hora h cuando en dicha hora no hay energa asignada por PBF, hay energa asignada por restricciones tcnicas a subir en fase 1 y en la hora anterior no hay energa asignada ni en PBF ni por restricciones tcnicas en fase 1 a subir. S el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PBF ms fase 1 a subir es igual o menor que cuatro, el arranque programado ser en caliente. En caso contrario ser en fro.

IMPPHFu = NAFu,phf PAFu + NACu,phf PACu + NHRu,phf PHCu + PHFu,phf PECu - IMDCBMI

donde:

NAFu,phf = Nmero de arranques diarios en fro programados en PHF

PAFu = Precio del arranque en fro en la oferta compleja

NACu,phf = Nmero de arranques diarios en caliente programados en PHF

PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja

NHRu,phf = Nmero de horas diarias con PHF mayor que cero

PHCu = Precio por hora en la oferta compleja

PHFu,phf = Energa diaria del PHF en el da

PECu = Precio por energa en la oferta compleja

IMDCBMIu = Suma de ingresos diarios en las tres primeras horas en el mercado diario y contratos bilaterales, calculados por valoracin a precio marginal del mercado diario de la energa del PBF, y del saldo diario de las sesiones del mercado intradiario, de la fase 2 de restricciones del PBF y de las restricciones del mercado intradiario.

S IMDCBMI < 0 entonces IMDCBMI = 0

S IMPPHFu < 0, entonces IMPPHFu = 0

Se considera que existe un arranque programado en PHF en la hora h cuando en dicha hora no hay energa asignada por PBF, hay energa asignada por restricciones tcnicas en fase 1 a subir y en alguna hora anterior no hay energa asignada en PHF. S el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PHF es igual o menor que cuatro el arranque programado ser en caliente. En caso contrario ser en fro.

4.1.1.3 Sin oferta o insuficiencia de la oferta existente

La asignacin de energa a subir para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF por mecanismo excepcional de resolucin dar lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula segn la frmula siguiente:

DCERPVPVMERu = ERPVPVMERu 1,15 PMD

donde:

ERPVPVMERu = Energa redespachada a subir por restricciones tcnicas del PBF por mecanismo excepcional de resolucin de la unidad de venta u

4.1.2 Restricciones tcnicas del PBF a subir en fase 1 a unidades de adquisicin de consumo de bombeo y de exportacin

4.1.2.1 Transaccin del mercado diario

La asignacin de energa a subir para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF a unidades de adquisicin de consumo de bombeo y de exportacin correspondientes a transacciones del mercado diario, se considerar como una rectificacin de la anotacin en cuenta en el mercado de produccin espaol equivalente a un derecho de cobro de la unidad u, que se calcula segn la frmula siguiente:

DCERPVPCu = ERPVPCu PMD

donde:

ERPVPCu = Energa a subir redespachada para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF de la unidad de compra u

4.1.2.2 Transaccin asociada a la ejecucin de un contrato bilateral con entrega fsica

La asignacin de energa a subir para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF a unidades de adquisicin de consumo de bombeo y de exportacin de la transaccin asociada a la ejecucin de un contrato bilateral con entrega fsica no dar lugar a liquidacin econmica alguna.

4.1.3 Restricciones tcnicas del PBF a bajar en fase 1 a unidades de venta

4.1.3.1 Transaccin del mercado diario

La asignacin de energa a bajar para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones del mercado diario se considerar como una rectificacin de la anotacin en cuenta en el mercado de produccin espaol equivalente a una obligacin de pago para la unidad u, que se calcula segn la frmula siguiente:

OPERPVPVu = ERPVPVBu PMD

donde:

ERPVPVBu = Energa a bajar redespachada para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF de la unidad de venta u

4.1.3.2 Transaccin asociada a la ejecucin de un contrato bilateral con entrega fsica en el que la unidad de adquisicin corresponde a un consumo nacional no de bombeo

La asignacin de energa a bajar para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones asociadas a la ejecucin de un contrato bilateral con entrega fsica en el que la unidad de adquisicin corresponde a un consumo nacional, excluido el bombeo, dar lugar a una obligacin de pago que se calcula segn la frmula siguiente:

OPERPVPCBNu,cb = ERPVPCBNu,cb PMD

donde:

ERPVPCBNu,cb = Energa a bajar redespachada para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF de la unidad u por el contrato bilateral cb

4.1.3.3 Transaccin asociada a la ejecucin de un contrato bilateral con entrega fsica en el que la unidad de adquisicin corresponde a un consumo de bombeo o a una exportacin

La asignacin de energa a bajar para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones asociadas a la ejecucin de un contrato bilateral con entrega fsica en el que la unidad de adquisicin corresponde a un consumo de bombeo o a una exportacin no dar lugar a liquidacin econmica alguna.

4.1.4 Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones a subir de fase 1

Se revisarn los arranques programados comprobando que han sido efectivamente realizados segn las medidas y se comprobar el tipo especfico de arranque (fro o caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como fro, al ser revisado, puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas, pero no al revs. Se tendrn en consideracin para ello las medidas de la unidad en los ltimos5 periodos horarios de programacin del da anterior al da objeto de liquidacin.

S hay reduccin en el nmero de arranques o variacin del tipo de arranque se recalcularn los derechos de cobro calculados en el apartado 4.1.1.2 utilizando el nmero y tipo de arranques efectivamente realizados.

En el caso de que en todas las horas del da con energa programada a subir en fase1, la energa medida para la unidad sea igual o superior a la programada por seguridad en el PVP, se mantendrn los derechos de cobro calculados y revisados segn el prrafo anterior.

En el caso de que la medida de una hora sea inferior a la programada por seguridad en el PVP se anotar una obligacin de pago o un derecho de cobro calculados segn la frmula siguiente:

OPEINCPVPu = EINCPVPu (PMEDPVPSu - PMD) si PMEDPVPSu> PMD

DCEINCPVPu = EINCPVPu (PMEDPVPSu - PMD) si PMD > PMEDPVPSu

donde:

EINCPVPu = Energa incumplida a subir en fase 1 de la unidad u descontando el incumplimiento motivado por energa a bajar por restricciones en tiempo real.

PMEDPVPSu = Precio medio ponderado de toda la energa programada a subir para la resolucin de restricciones tcnicas del PBF en la fase 1 de la unidad u.

La energa incumplida se calcula segn la frmula siguiente:

EINCPVPu = MAX [- ERPVPu, MIN (0, MEDRTR - PVP)]

donde:

MEDRTR = MBC, si RTR ≥ 0 o si PVP ≤ PHF + TG

MEDRTR = MAX(PBF, MBC) + MIN [PVP - (PHF+TG), - RTR] si RTR<0 y

PVP≥ PHF + TG

MEDRTR: medida empleada para el clculo del incumplimiento de energa a subir de fase 1, en la que se descuenta el incumplimiento motivado por energa a bajar por restricciones en tiempo real

MBC: medida en barras central, segn se establece en el apartado 14.2

TG: suma de energia de regulacin terciaria, gestin de desvos y restricciones en tiempo real

RTR: suma de energa de restricciones en tiempo real

4.1.5 Energa retirada por congestin en frontera internacional

La energa retirada del Programa Base de Funcionamiento a las unidades de venta o adquisicin de transacciones asociadas a un contrato bilateral con entrega fsica por congestin en frontera internacional no darn lugar a liquidacin econmica alguna.

4.2 Reequilibrio generacin-demanda

La energa asignada a bajar, para obtener un programa equilibrado en generacin y demanda, a unidades de venta de energa correspondiente a contratos bilaterales cuya demanda haya sido reducida en la primera fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PBF, no dar lugar a liquidacin econmica alguna.

La energa asignada a subir, para obtener un programa equilibrado en generacin y demanda, a unidades de adquisicin de energa (consumo de bombeo o, exportacin) correspondiente a contratos bilaterales cuya generacin ha sido reducida en la primera fase del proceso de resolucin de restricciones tcnicas del PBF, no dar lugar a liquidacin econmica alguna.

4.2.1 Energa programada a subir en fase 2 de restricciones tcnicas

4.2.1.1 Con oferta simple presentada

La asignacin de energa a subir para resolver un dficit de generacin y obtener as un programa equilibrado generacin-demanda dar lugar a un derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energa b asignado, que se calcula segn la frmula siguiente:

DCERECOOSSu,b = ERECOOSSu,b POECOSu,b

donde:

ERECOOSSu,b = Energa del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en fase 2

POECOSu,b = Precio de la oferta simple de energa a subir del bloque b de la unidad u, para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas

4.2.1.2 Sin oferta simple presentada

4.2.1.2.1 Unidades de adquisicin

La energa asignada a subir para resolver un dficit de generacin y obtener as un programa equilibrado generacin-demanda a unidades de adquisicin que no hayan presentado la correspondiente oferta de energa a subir para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas, dar lugar a un derecho de cobro que se calcula segn la frmula siguiente:

DCERECOSu = ERECOSu 0,85 PMD

donde:

ERECOSu = Energa a subir a la unidad u en fase 2, sin oferta disponible.

4.2.1.2.2 Unidades de venta

La energa asignada a subir para resolver un dficit de generacin y obtener as un programa equilibrado generacin-demanda a unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta simple de energa a subir para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas, dar lugar a un derecho de cobro que se calcula segn la frmula siguiente:

DCERECOSOSu = ERECOSOSu 0,85 PMD

donde:

ERECOSOSu = Energa asignada a subir a la unidad u, sin oferta presentada

Cuando se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolucin, dar lugar a un derecho de cobro que se calcula segn la frmula siguiente:

DCERECOMERSu = ERECOMERSu 1,15 PMD

donde:

ERECOMERSu = Energa asignada a subir a la unidad u, sin oferta disponible

Cuando asignadas todas las ofertas presentadas, se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolucin, dar lugar a un derecho de cobro que se calcula segn la frmula siguiente:

DCERECOMERSu = ERECOMERSu 1,15 PMD

donde:

ERECOMERSu = Energa asignada a subir a la unidad u, sin oferta disponible

4.2.2 Energa programada a bajar en fase 2 de restricciones tcnicas

4.2.2.1 Con oferta simple presentada

La asignacin de energa a bajar para resolver un exceso de generacin y obtener as un programa equilibrado generacin-demanda dar lugar a una obligacin de pago de la unidad u, por cada bloque de energa b asignado, que se calcula segn la frmula siguiente:

OPERECOOSBu,b = ERECOOSBu,b POECOBu,b

donde:

ERECOOSB u,b = Energa a bajar del bloque b de la oferta simple de la unidad u asignada en fase 2

POECOB u,b = Precio de la oferta de energa a bajar del bloque b de la unidad u, para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas.

4.2.2.2 Sin oferta presentada

4.2.2.2.1 Unidades de adquisicin

La energa asignada a bajar para resolver un exceso de generacin y obtener as un programa equilibrado generacin-demanda a unidades de adquisicin cuando asignadas todas las ofertas presentadas, se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolucin, dar lugar a una obligacin de pago que se calcula segn la frmula siguiente:

OPERECOMERBu = ERECOMERBu 0,85 PMD

donde:

ERECOMERBu = Energa a bajar en fase 2 a la unidad u, sin oferta disponible

4.2.2.2.2 Unidades de venta

La energa asignada a bajar para resolver un exceso de generacin y obtener as un programa equilibrado generacin-demanda a unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta de energa a bajar para el proceso de resolucin de restricciones tcnicas dar lugar a una obligacin de pago que se calcula segn la frmula siguiente:

OPERECOSOBu = ERECOSOBu 1,15 PMD

donde:

ERECOSOBu = Energa a bajar en fase 2 a la unidad de venta u, sin oferta presentada

4.3 Sobrecoste por las restricciones tcnicas del PBF

El sobrecoste por las restricciones tcnicas del PBF (SCPVP) se calcula como la suma de todos los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 4.1.1 a 4.1.4 y de los apartados 4.2.1 y 4.2.2.

El sobrecoste por las restricciones tcnicas del PBF ser sufragado por las unidades de adquisicin, en proporcin a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignacin las unidades de adquisicin de bombeo, las unidades de adquisicin correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de produccin y las unidades de adquisicin cuyo destino sea el suministro fuera del sistema elctrico espaol.

La obligacin de pago de cada unidad de adquisicin ua correspondiente al pago del sobrecoste por las restricciones tcnicas del PBF se calcula segn la siguiente frmula:

OPSCPVPua = SCPVP MBCua / ∑ua MBCua

5. Banda de regulacin secundaria

5.1 Banda de regulacin secundaria

La asignacin de potencia para banda de regulacin secundaria dar lugar a un derecho de cobro para cada unidad u con banda asignada que se calcula segn la frmula siguiente:

DCBANu = BANu PMBAN

donde:

BANu = Banda de regulacin secundaria asignada a la unidad u

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulacin secundaria

En los casos en que se asigne banda de regulacin por mecanismo excepcional de resolucin, el precio a aplicar ser el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal de la banda en el periodo horario correspondiente o, en su defecto, por el mximo precio de banda de la misma hora en los siete das anteriores.

Los redespachos de energa a subir o a bajar necesarios para obtener la banda asignada por mecanismo excepcional de resolucin darn lugar, respectivamente, a un derecho de cobro o a una obligacin de pago. El precio a aplicar ser el resultado del producto de 1,15, si es energa a subir, o de 0,85, si es energa a bajar, por el precio marginal del mercado diario en el periodo horario correspondiente. El sobrecoste de esta asignacin de energa ser la diferencia entre el importe resultante y el resultado de valorar la energa al precio marginal del mercado diario.

5.2 Variacin de la banda de regulacin secundaria por el funcionamiento de la regulacin secundaria en tiempo real

5.2.1 Penalizacin a la zona de regulacin por los ciclos en que permanezca en off

El coste de la penalizacin por los ciclos en que la zona z est en off dar lugar a una obligacin de pago que se calcula segn la frmula siguiente:

OPOFFz = OFFz PMBAN KI

siendo:

OFFz = - KAz [RNTS + RNTB] TOFFz / TRCP

donde:

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulacin secundaria

KI = Coeficiente de incumplimiento publicado por el Operador del Sistema, previa autorizacin de la CNMC. A la entrada en vigor de este procedimiento, el valor ser 1,5.

KAz = Coeficiente de participacin de la zona de regulacin z en la reserva del sistema

RNTS = Reserva nominal total a subir del sistema

RNTB = Reserva nominal total a bajar del sistema

TOFFz = Ciclos en off de la zona de regulacin z, con excepcin de aquellos que lo estn por indicacin del operador del sistema

TRCP = Nmero de ciclos activos de la regulacin secundaria en la hora

5.2.2 Bonificacin a la zona de regulacin por reserva residual superior a la asignada

La bonificacin por reserva residual superior a la asignada dar lugar a un derecho de cobro que se calcula segn la frmula siguiente:

DCRRSz = RRSz PMBAN KB

siendo:

RRSz = (RRSPz + RRBPz) / TRCP

donde:

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulacin secundaria

KB = Coeficiente de bonificacin que ser igual que el coeficiente KI del apartado 5.2.1

RRSPz = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulacin z y su banda de potencia nominal a subir asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulacin est en activo, inactivo o emergencia

RRBPz = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulacin z y su banda de potencia nominal a bajar asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulacin est en activo, inactivo o emergencia

5.2.3 Penalizacin a la zona de regulacin por reserva residual inferior a la asignada

El coste de la penalizacin por reserva residual inferior, que tiene valor negativo por serlo RRSNz y RRBNz, dar lugar a una obligacin de pago que se calcula segn la frmula siguiente:

OPRRIz = RRIz PMBAN KI

siendo:

RRIz = (RRSNz + RRBNz) / TRCP

donde:

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulacin secundaria

KI = Coeficiente de incumplimiento que ser igual que el coeficiente KI del apartado 5.2.1.

RRSNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulacin z y su banda potencia nominal a subir asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulacin est en activo, inactivo o emergencia

RRBNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulacin z y su banda de potencia nominal a bajar asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulacin est en activo, inactivo o emergencia

5.3 Coste fijo total de la asignacin de banda de regulacin secundaria

El coste fijo total de la banda de regulacin secundaria ser la suma de los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 5.1 y 5.2 excepto los derivados de redespachos de energa indicados en el apartado 5.1, en los que formar parte del coste fijo total el sobrecoste de los mismos.

El coste de la banda de regulacin secundaria (CFBAN) ser sufragado por las unidades de adquisicin, en proporcin a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignacin las unidades de adquisicin de bombeo, las unidades de adquisicin correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de produccin y las unidades de adquisicin cuyo destino sea el suministro fuera del sistema elctrico espaol.

La obligacin de pago de cada unidad de adquisicin, ua, correspondiente al pago de la banda se calcula segn la frmula siguiente:

OPCFBANua = CFBAN MBCua / ∑ua MBCua

6. Restricciones tcnicas del mercado intradiario

6.1 Ofertas de venta retiradas para solucin de restricciones tcnicas a la casacin del mercado intradiario o para el reequilibrio generacin-demanda posterior

La retirada de una oferta de venta de energa incluida en la casacin del mercado intradiario dar lugar a una rectificacin de la anotacin en cuenta en el mercado de produccin espaol equivalente a una obligacin de pago para la unidad u calculada segn la frmula siguiente:

OPRTMIu,s = ERVMIu,s PMIs

donde:

ERVMIu,s = Energa retirada a la unidad u en el proceso de solucin de restricciones a la correspondiente sesin s del mercado intradiario

PMIs = Precio marginal de la correspondiente sesin s del mercado intradiario

6.2 Ofertas de adquisicin retiradas para solucin de restricciones tcnicas a la casacin del mercado intradiario o para el reequilibrio generacin-demanda posterior

La retirada de una oferta de compra de energa incluida en la casacin del mercado intradiario dar lugar a una rectificacin de la anotacin en cuenta en el mercado de produccin espaol equivalente a un derecho de cobro para la unidad u que se calcula segn la frmula siguiente:

DCRTMIu,s = ERCMIu,s PMIs

donde:

ERCMIu,s = Energa retirada a la unidad u en el proceso de solucin de restricciones a la correspondiente sesin s del mercado intradiario

PMIs = Precio marginal de la correspondiente sesin s del mercado intradiario

7. Restricciones tcnicas en tiempo real

7.1 Restricciones tcnicas en tiempo real a subir

7.1.1 Restricciones tcnicas en tiempo real a subir con oferta de terciaria

La asignacin de energa a subir por restricciones en tiempo real empleando la oferta de terciaria dar lugar a un derecho de cobro a la unidad u por cada bloque de energa b que se calcula segn la frmula siguiente:

DCERTRTu,b = ERTRTSu,b POTERSu,b + NACCCu PACu

donde:

ERTRTSu,b = Energa a subir del bloque b de la oferta de terciaria a subir de la unidad u por solucin de restricciones en tiempo real

POTERSu,b = Precio ofertado para terciaria a subir para el bloque de energa b

NACCCu = Nmero de arranques diarios de turbinas de gas por cambios requeridos en el modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje.

PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.

7.1.2 Restricciones tcnicas en tiempo real a subir con oferta presentada para el proceso de solucin de restricciones tcnicas del PBF

La asignacin de energa a subir por seguridad en tiempo real empleando la oferta presentada para el proceso de solucin de restricciones dar lugar a un derecho de cobro para la unidad que se calcula segn sea de aplicacin la oferta simple o compleja.

7.1.2.1 Oferta simple

El derecho de cobro de la unidad u por cada bloque de energa b asignado se calcula segn la frmula siguiente:

DCERTROSu,b = ERTROSSu,b POSSu,b + NACCCu PACu

donde:

ERTROSSu,b = Energa a subir del bloque b de la oferta simple de la unidad u por solucin de restricciones en tiempo real

POSSu,b = Precio de la oferta simple a subir para el bloque de energa b

7.1.2.2 Oferta compleja

Los derechos de cobro o, en su caso, obligaciones de pago por la energa limitada por restricciones en tiempo real a unidades que hayan presentado oferta compleja y sta sea de aplicacin, se calculan segn las frmulas siguientes:

DCRTROCu = DCERTROCu + DCELTROCu

Donde:

DCERTROCu = ERTROCSu x POCHORAu

DCELTROCu = Mn (ELTROCSu - ERTROCSu, PHFu) x (POCHORAu – PMIu)

S el importe de DCELTROCu es negativo se anotar obligacin de pago.

ERTROCSu = Energa programada a subir a en la hora a la unidad u por restricciones en tiempo real con aplicacin de oferta compleja.

ELTROCSu = Energa limitada en la hora a la unidad u por restricciones en tiempo real con aplicacin de oferta compleja.

PHFu = Energa del ltimo programa horario final de la unidad u.

PMIu = Precio medio de la energa del programa horario final de la unidad u en la hora obtenido por su participacin en el mercado intradiario.

POCHORAu = Precio horario de la oferta compleja para la energa limitada en la hora h, calculado segn las frmulas siguientes.

POCHORAu = (NAFu PAFu + NACu PACu + HLIM PHCu + PECu ENELIM) / ENELIM

NAFu = Nmero de arranques diarios en fro.

PAFu = Precio del arranque en fro en la oferta compleja.

NACu = Nmero de arranques diarios en caliente.

PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.

HLIM = Horas con energa limitada a la unidad u por restricciones en tiempo real.

PHCu = Precio por hora en la oferta compleja.

PECu = Precio por energa en la oferta compleja.

ENELIM = Energa con limitacin a bajar por restricciones en tiempo real en el da con oferta compleja

ENELIM = ERTROCSu + Mn (ELTROCSu - ERTROCSu, PHFu)

El operador del sistema publicar el precio horario medio de liquidacin de la energa limitada por restricciones en tiempo real con oferta compleja del conjunto de productores y el coeficiente diario resultante de dividir la energa total producida en el da entre la energa total limitada.

7.1.3 Restricciones tcnicas en tiempo real a subir sin oferta

El derecho de cobro por la energa asignada sobre unidades que no han presentado oferta o que han agotado la oferta existente, se calcula segn la frmula siguiente:

DCERTRMERu = ERTRMERSu 1,15 PMD

donde:

ERTRMERSu = Energa programada a subir a la unidad u por solucin de restricciones en tiempo real sin oferta aplicable

7.1.4 Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones en tiempo real a subir

Se revisarn los arranques programados comprobando si han sido efectivamente realizados segn las medidas y se comprobar el tipo especfico de arranque (fro o caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como fro al ser revisado puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas pero no al revs. Se tendrn en consideracin para ello las medidas de la unidad en los ltimos 5 periodos horarios de programacin del da anterior al da objeto de liquidacin.

S hay reduccin en el nmero de arranques o variacin del tipo de arranque se recalcularn los derechos de cobro calculados en el apartado 7.1.2.2 utilizando el nmero y tipo de arranques efectivamente realizados.

En el caso de que en todas las horas con energa limitada a bajar por restricciones en tiempo real, la energa medida para la unidad sea igual o superior a la energa limitada descontando la energa gestin de desvos y de regulacin terciaria a bajar, se mantendrn los derechos de cobro calculados y revisados segn el prrafo anterior.

En el caso de que la medida sea inferior a la energa limitada a bajar por restricciones en tiempo real, se determinar el valor de la energa incumplida y se anotar una obligacin de pago calculada segn la frmula siguiente:

OPEINCLTRu = EINCLTRSu x (PORHORAu – PMD)

donde:

EINCLTRSu = Energa incumplida de limitaciones por restricciones en tiempo real a subir de la unidad u. Se tomar valor cero si en la hora existe energa de restricciones en tiempo real a bajar en la unidad u. Se calcular segn la frmula siguiente:

EINCLTRSu = Max (- ELTRORSu, min (0, MBCu - max(ELTRORSu + TGB, 0))

Donde:

MBCu = medida en barras de central, segn se establece en el apartado 14.2.

TGB = suma de energa de gestin de desvos y de regulacin terciaria a bajar.

ELTRORSu = energa limitada a bajar en la hora a la unidad u por restricciones en tiempo real.

PORHORAu = Precio medio de la energa limitada a bajar por restricciones en tiempo real.

PORHORAu = (POCHORAu x ENELIM + Σb,of (ERTRu,b,of x POTRu,b,of)) / (ENELIM + ΣpERTRp,u,b)

Donde

ERTRu,b,of = energa a subir por restricciones tcnicas en tiempo real asignada al bloque b de la unidad u para el tipo de oferta of (oferta de terciaria, oferta simple de restricciones, sin oferta o con oferta agotada).

POTRu,b,of = precio por restricciones tcnicas en tiempo real a subir que aplica a cada bloque b de energa asignada de la unidad u para el tipo de oferta of (oferta de terciaria, oferta simple de restricciones, sin oferta o con oferta agotada).

7.2 Restricciones tcnicas en tiempo real a bajar

7.2.1 Restricciones tcnicas en tiempo real a bajar con oferta de terciaria

La asignacin de energa a bajar por seguridad en tiempo real empleando la oferta de terciaria dar lugar a una obligacin de pago a la unidad u por cada bloque de energa b que se calcula segn la frmula siguiente:

OPERTRTu,b = ERTRTBu,b POTERBu,b

donde:

ERTRTBu,b = Energa a bajar del bloque b de la oferta de terciaria a bajar de la unidad u por solucin de restricciones en tiempo real

POTERBu,b = Precio ofertado para terciaria a bajar para el bloque de energa b

7.2.2 Restricciones tcnicas en tiempo real a bajar con oferta presentada para el proceso de solucin de restricciones

La asignacin de energa a bajar por seguridad en tiempo real empleando la oferta presentada para el proceso de solucin de restricciones, dar lugar a una obligacin de pago para la unidad u por cada bloque de energa b asignado, que se calcula segn la frmula siguiente:

OPERTROSu,b = ERTROSBu,b POSBu,b

donde:

ERTROSBu,b = Energa a bajar del bloque b de la oferta simple a bajar de la unidad u por solucin de restricciones en tiempo real

POSBu,b = Precio de la oferta simple a bajar para el bloque de energa b

7.2.3 Restricciones tcnicas en tiempo real a bajar sin oferta

La obligacin de pago por la energa asignada a bajar sobre unidades que no han presentado oferta o que han agotado la oferta existente se calcula segn la frmula siguiente:

OPERTRMERu = ERTRMERBu 0,85 PMD

donde:

ERTRMERBu = Energa programada a bajar a la unidad u por solucin de restricciones en tiempo real, sin oferta aplicable

7.2.4 Restricciones tcnicas en tiempo real a bajar a unidades de adquisicin de bombeo

En el caso de unidades de adquisicin de bombeo la asignacin de energa a bajar por seguridad en tiempo real dar lugar a una obligacin de pago adicional por las reservas de energa generadas en el vaso superior de dicha unidad de bombeo que se calcula segn la frmula siguiente:

OPERTRBucb = 0,7 (ERTRTBu,b + ERTROSBu,b + ERTRMERBu) PMD

7.3 Sobrecoste de las restricciones tcnicas en tiempo real

El sobrecoste de las restricciones tcnicas en tiempo real se calcular como la diferencia entre la suma de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago de los apartados 7.1 y 7.2 y el importe de la energa asignada por restricciones tcnicas en tiempo real valorada al precio marginal del mercado diario.

El sobrecoste por las restricciones tcnicas en tiempo real (SCRTR) ser sufragado por las unidades de adquisicin, en proporcin a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignacin las unidades de adquisicin de bombeo, las unidades de adquisicin correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de produccin y las unidades de adquisicin cuyo destino sea el suministro fuera del sistema elctrico espaol.

La obligacin de pago de cada unidad de adquisicin ua correspondiente al pago del sobrecoste por las restricciones tcnicas en tiempo real se calcula segn la frmula siguiente:

OPSCRTRua = SCRTR MBCua / ∑ua MBCua

8. Intercambios internacionales

8.1 Intercambios de apoyo con precio establecido para el mismo

Los intercambios de apoyo entre sistemas que realice el Operador del Sistema mediante compensacin econmica por la energa suministrada a travs de las interconexiones se anotarn para cada interconexin en la cuenta del Operador del Sistema como derecho de cobro, si es en sentido importador, y como obligacin de pago, si es en sentido exportador.

El sobrecoste de los intercambios de apoyo se calcular como la diferencia entre los derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores y el importe de la energa del intercambio valorada al precio marginal del mercado diario.

El sobrecoste por los intercambios de apoyo con precio establecido ser sufragado por las unidades de adquisicin, en proporcin a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignacin las unidades de adquisicin de bombeo, las unidades de adquisicin correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de produccin y las unidades de adquisicin cuyo destino sea el suministro fuera del sistema elctrico espaol.

La obligacin de pago de cada unidad de adquisicin, ua, correspondiente al pago del sobrecoste por los intercambios de apoyo (SCIA) se calcula segn la frmula siguiente:

OPSCIAua = SCIA MBCua / ∑ua MBCua

8.2 Intercambios de apoyo sin precio

Los intercambios de apoyo que realice el Operador del Sistema mediante devolucin de energa se valorarn al precio marginal del mercado diario realizndose una anotacin en una cuenta de compensacin horaria a efectos de su liquidacin de acuerdo con lo establecido en el PO14.6. La anotacin ser un derecho de cobro, si el intercambio es en sentido importador y una obligacin de pago, si es en sentido exportador.

El saldo horario de esta cuenta de compensacin se asignar a las unidades de adquisicin, en proporcin a sus consumos horarios medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignacin las unidades de adquisicin de bombeo, las unidades de adquisicin correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de produccin y las unidades de adquisicin cuyo destino sea el suministro fuera del sistema elctrico espaol.

8.3 Intercambios de energa entre sistemas elctricos por seguridad del sistema

Los intercambios de energa entre sistemas elctricos por seguridad, programados por restricciones tcnicas del PBF o por restricciones tcnicas en tiempo real, darn lugar a las siguientes anotaciones segn el sentido del intercambio:

Intercambio en sentido importador:

– Derecho de cobro en la cuenta del Operador del Sistema por el importe acordado con el operador del sistema vecino.

– Obligacin de pago resultado de importe anterior entre las unidades de adquisicin en proporcin a sus consumos horarios medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignacin las unidades de adquisicin de bombeo, las unidades de adquisicin correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de produccin y las unidades de adquisicin cuyo destino sea el suministro fuera del sistema elctrico espaol.

Intercambio en sentido exportador:

– Obligacin de pago en la cuenta del Operador del Sistema igual a la suma de los derechos de cobro anotados a las unidades programadas para este intercambio de energa en restricciones tcnicas del PBF o de tiempo real, segn lo establecido en los apartados4.1.1. y 7.1.

8.4 Intercambios transfronterizos de energa de balance entre sistemas elctricos

Los intercambios transfronterizos de energa de balance entre sistemas que realice el operador del sistema se valoraran al precio indicado en los apartados siguientes. Se realizar una anotacin horaria para cada interconexin en la cuenta del operador del sistema, a efectos de su liquidacin de acuerdo con lo establecido en el PO14.6.

8.4.1 Intercambio de energas de balance en sentido importador

S el intercambio transfronterizo de energas de balance tiene sentido importador, se anotar un derecho de cobro en cada interconexin i que se calcular mediante la frmula siguiente:

DCITB i = ∑b (EIITBi,b x PEIITBi,b)

EIITBi,b = Energa de importacin del bloque de oferta b correspondiente a intercambio transfronterizo de energa de balance en la interconexin i,

PEIITBi,b = Precio del bloque de oferta b asociado a la importacin programada en la interconexin i por servicio transfronterizo de energa de balance.

8.4.2 Intercambio de energa de balance en sentido exportador

S el intercambio transfronterizo de energa de balance es en sentido exportador se anotar una obligacin de pago en cada interconexin i que se calcular con la frmula siguiente:

OPITB i = ∑ b (EEITBi,b x PEEITBi,b)

EEITBi,b = Energa de exportacin del bloque de oferta b correspondiente al intercambio transfronterizo de energa de balance en la interconexin i

PEEITBi,b = Precio del bloque de oferta b asociado a la exportacin programado en la interconexin i por servicio transfronterizo de energa de balance.

9. Gestin de desvos

9.1 Gestin de desvos a subir

La asignacin de energa a subir por el procedimiento de resolucin de desvos da lugar a un derecho de cobro para cada unidad u en la sesin s que se calcula segn la frmula siguiente:

DCPRDu,s = EPRDSu,s PMPRDSs

donde:

EPRDSu,s = Energa asignada a subir por el procedimiento de resolucin de desvos a la unidad u en la sesin s

PMPRDSs = Precio marginal de la asignacin de energa a subir por el procedimiento de resolucin de desvos en la sesin s

S la asignacin se realiza por mecanismo excepcional de resolucin, el precio a aplicar ser el resultado del producto de 1,15 por el mximo precio marginal de la asignacin de desvos a subir en las sesiones de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.

9.2 Gestin de desvos a bajar

La asignacin de energa a bajar por el procedimiento de resolucin de desvos da lugar a una obligacin de pago para cada unidad en la sesin s que se calcula segn la frmula siguiente:

OPPRDu,s = EPRDBu,s PMPRDBs

donde:

EPRDBu,s = Energa asignada a bajar por el procedimiento de resolucin de desvos a la unidad u en la sesin s

PMPRDBs = Precio marginal de la asignacin de energa a bajar por el procedimiento de resolucin de desvos en la sesin s

S la asignacin se realiza por mecanismo excepcional de resolucin, el precio a aplicar ser el resultado del producto de 0,85 por el mnimo precio marginal de la asignacin de desvos a bajar en las sesiones de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.

10. Regulacin terciaria

10.1 Regulacin terciaria a subir

La asignacin de energa de regulacin terciaria energa a subir da lugar a un derecho de cobro para cada unidad que se calcula segn la frmula siguiente:

DCTERu = ETERSu PMTERS

donde:

ETERSu = Energa terciaria asignada a subir a la unidad u

PMTERS = Precio marginal de la asignacin de terciaria a subir

S la asignacin se realiza por mecanismo excepcional de resolucin, el precio a aplicar ser el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal de regulacin terciaria a subir de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.

10.2 Regulacin terciaria a bajar

La asignacin de energa de regulacin terciaria energa a bajar da lugar a una obligacin de pago para cada unidad que se calcula segn la frmula siguiente:

OPTERu = ETERBu PMTERB

donde:

ETERBu = Energa terciaria asignada a bajar a la unidad u

PMTERB = Precio marginal de la asignacin de terciaria a bajar

S la asignacin se realiza por mecanismo excepcional de resolucin, el precio a aplicar ser el resultado del producto de 0,85 por el precio marginal de regulacin terciaria a bajar de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.

11. Regulacin secundaria

11.1 Regulacin secundaria a subir

La aportacin de energa de regulacin secundaria a subir por cada zona de regulacin z da lugar a un derecho de cobro que se calcula segn la frmula siguiente:

DCSECz = ESECSz PMSECS CATS

donde:

CATS = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a subir, en caso contrario, CATS ser igual a 1,15

ESECSz = Energa de regulacin secundaria a subir aportada por la zona de regulacin z

PMSECS = Precio marginal de la energa de regulacin secundaria aportada a subir

11.2 Regulacin secundaria a bajar

La asignacin de energa de regulacin secundaria a bajar da lugar a una obligacin de pago para cada zona de regulacin z que se calcula segn la frmula siguiente:

OPSECz = ESECBz PMSECB CATB

donde:

CATB = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a bajar, en caso contrario CATB ser igual a 0,85

ESECBz = Energa de regulacin secundaria aportada a bajar por la zona de regulacin z

PMSECB = Precio marginal de la energa de regulacin secundaria aportada a bajar

12. Incumplimiento de las asignaciones de gestin de desvos y terciaria

El cumplimiento del saldo neto de las asignaciones de energa de gestin de desvos y terciaria se verificar de forma agregada para cada zona de regulacin, z, y de forma agregada para las unidades de produccin con asignacin de gestin de desvos y energa terciaria del mismo sujeto de liquidacin no pertenecientes a zona de regulacin, s

12.1 Incumplimiento de asignacin neta de gestin de desvos y terciaria a subir

A efectos de las frmulas siguientes, las referencias a saldos o sumas de las unidades de programacin del sujeto de liquidacin, o del sujeto de liquidacin, se refieren a los saldos de sus unidades de programacin con asignacin neta a subir de gestin de desvos y de terciaria, no pertenecientes a zona de regulacin y cuyo saldo de restricciones tcnicas en tiempo real es nulo o a subir.

La obligacin de pago por incumplimiento de asignacin neta de gestin de desvos y terciaria de la zona de regulacin o del sujeto de liquidacin se calcular de la forma siguiente.

OPEINCLEBALSz,s = EINCLEBALSz,s x PBALz,s x 0,2

donde:

EINCLEBALSz,s = Energa incumplida de asignacin neta de gestin de desvos y terciaria a subir de la zona z o del sujeto de liquidacin s. Se tomar valor cero si en la hora la zona de regulacin o el sujeto de liquidacin tiene asignado un saldo neto a bajar de energa por restricciones en tiempo real. S en la hora la zona de regulacin o el sujeto de liquidacin tiene saldo a subir de energa de restricciones en tiempo real se considerar que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de gestin de desvos y terciaria.

La energa incumplida para cada zona de regulacin o cada sujeto de liquidacin se calcular segn la frmula siguiente:

EINCLEBALSz,s = mx (- STGS z,s, min (0, Σz,s MBCu - EREFSz,s))

Donde:

MBC u, = medida en barras de central, segn se establece en el apartado 14.2 de cada unidad de programacin integrada en la zona de regulacin z o perteneciente al sujeto de liquidacin s.

EREFS z,s = Σz,s PHFu + SRTRS z,s + STGS z,s + (ESECSz + ESECBz)

SRTRS z,s = saldo neto a subir de energa de restricciones en tiempo real, de la zona de regulacin z o del sujeto de liquidacin s, obtenida como suma de la energa de restricciones asignada a cada unidad de programacin de la zona de regulacin o del sujeto de liquidacin.

STGS z,s = saldo neto a subir de la energa de gestin de desvos y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la zona de regulacin o al sujeto de liquidacin obtenida como suma de las asignaciones a las unidades u integradas en la zona de regulacin z o pertenecientes al sujeto de liquidacin s.

PBALz,s = precio medio de la energa asignada a subir por gestin de desvos y regulacin terciaria a las unidades integradas en la zona de regulacin z o las unidades pertenecientes al sujeto de liquidacin s.

PBALz,s = [Σu (ETERSu PMTERS) + Σu,s(EPRDSu,s PMPRDSs)] / [ΣuETERSu+ Σu,sEPRDSu,s]

La obligacin de pago por incumplimiento de asignacin neta a subir de gestin de desvos y terciaria del sujeto de liquidacin, s, se repartir entre las unidades de programacin u con incumplimiento a subir del sujeto de liquidacin, en proporcin a su incumplimiento, segn la frmula siguiente:

OPEINCLEBALSu = OPEINCLEBALSs x EINCLEBALSu / Σu EINCLEBALSu,s

Donde:

La energa incumplida a subir de cada unidad de programacin u no integrada en la zona de regulacin z del sujeto de liquidacin s se calcular segn la frmula siguiente:

EINCLEBALS,u,s = Energa incumplida de asignacin neta de gestin de desvos y terciaria a subir de la unidad u del sujeto de liquidacin s. Se tomar valor cero si en la hora unidad tiene asignado un saldo neto a bajar de energa por restricciones en tiempo real. S en la hora unidad tiene saldo a subir de energa de restricciones en tiempo real se considerar que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de gestin de desvos y terciaria.

EINCLEBALSu,s = mx (- STGSu,s, min (0, MBCu,s - EREFSu,s))

STGS u,s = saldo neto a subir de la energa de gestin de desvos y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del sujeto de liquidacin s.

EREFSu,s = PHFu,s + SRTRSu,s + STGSu,s

SRTRSu,s = saldo a subir de energa de restricciones en tiempo real, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del sujeto de liquidacin s.

12.2 Incumplimiento de asignacin neta de gestin de desvos y terciaria a bajar

A efectos de las frmulas siguientes, las referencias a saldos o sumas de las unidades de programacin del sujeto de liquidacin, o del sujeto de liquidacin, se refieren a los saldos de sus unidades de programacin con asignacin neta a bajar de gestin de desvos y de terciaria, no pertenecientes a zona de regulacin y cuyo saldo de restricciones tcnicas en tiempo real es nulo o a bajar.

La obligacin de pago por incumplimiento de asignacin neta de gestin de desvos y terciaria a bajar se calcular de la forma siguiente:

OPEINCLEBALBz,s = EINCLEBALBz,s x PMD

donde:

EINCLEBALBz,s =Energa incumplida de asignacin neta de gestin de desvos y terciaria a bajar la zona z o del sujeto de liquidacin s. Se tomar valor cero si en la hora la zona de regulacin o el sujeto de liquidacin tiene asignado un saldo neto a subir de energa por restricciones en tiempo real. S en la hora la zona de regulacin o el sujeto de liquidacin tiene saldo neto a bajar de energa de restricciones en tiempo real se considerar que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de gestin de desvos y terciaria.

La energa incumplida para cada zona de regulacin o cada sujeto de liquidacin se calcular segn la frmula siguiente:

EINCLEBALBz,s = mn (- STGB z,s, max (0, Σz,s MBCu - EREFBu))

Donde:

MBCu = medida en barras de central, segn se establece en el apartado 14.2, de cada unidad de programacin integrada en la zona de regulacin z o perteneciente al sujeto de liquidacin s.

EREFB z,s = Σz,s PHFu + SRTRB z,s + STGB z,s + (ESECSz + ESECBz)

SRTRB z,s = energa de restricciones en tiempo real neta a bajar, de la zona de regulacin z o del sujeto de liquidacin s, obtenida como suma de la energa de restricciones asignada a cada unidad de programacin de la zona de regulacin o del sujeto de liquidacin.

STGB z,s = saldo neto a bajar de la energa de gestin de desvos y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la zona de regulacin o el sujeto de liquidacin obtenida como suma de las asignaciones a las unidades u integradas en la zona de regulacin z o perteneciente al sujeto de liquidacin s.

La obligacin de pago por incumplimiento de asignacin neta a bajar de gestin de desvos y terciaria del sujeto de liquidacin, s, se repartir entre las unidades de programacin con incumplimiento a bajar del sujeto de liquidacin, en proporcin a su incumplimiento segn las frmulas siguientes:

OPEINCLEBALBu = OPEINCLEBALBs x EINCLEBALBu,s / Σu EINCLEBALBu,s

Donde:

La energa incumplida a bajar de cada unidad de programacin u no integrada en la zona de regulacin z del sujeto de liquidacin sl se calcular segn la frmula siguiente:

EINCLEBALBu,s = Energa incumplida de asignacin neta de gestin de desvos y terciaria a bajar de la unidad u del sujeto de liquidacin s. Se tomar valor cero si en la hora unidad tiene asignado un saldo neto a subir de energa por restricciones en tiempo real. S en la hora unidad tiene saldo a bajar de energa de restricciones en tiempo real se considerar que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de gestin de desvos y terciaria.

EINCLEBALBu,s = - mn (- STGBu,s, mx (0, MBCu,s - EREFBu,s))

STGBu,s = saldo neto a bajar de la energa de gestin de desvos y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del sujeto de liquidacin s.

EREFBu,s = PHFu,s + SRTRBu,s + STGBu,s

SRTRBu,s = saldo a bajar de energa de restricciones en tiempo real, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del sujeto de liquidacin s.

12.3 Asignacin del importe de los incumplimientos de asignacin neta de gestin de desvos y terciaria

La suma de las obligaciones de pago por incumplimientos de energa de gestin de desvos y/o terciaria (OPEINCLEBAL) se repartir a las unidades de adquisicin, en proporcin a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua como minoracin de los costes de ajustes del sistema. Quedan exceptuadas de esta asignacin las unidades de adquisicin de bombeo, las unidades de adquisicin correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de produccin y las unidades de adquisicin cuyo destino sea el suministro fuera del sistema elctrico espaol.

Estas unidades tendrn un derecho de cobro en la hora en concepto de ajuste que se calcular con la siguiente frmula:

DCINCLEBALu = - OPEINCLEBAL x MBCua / ∑u MBCua

13. Reduccin del programa de consumo de energa por rdenes de reduccin de potencia

La reduccin del consumo horario de energa programado en el mercado para cada unidad de adquisicin debida a rdenes de reduccin de potencia se liquidar al precio del mercado diario, segn lo establecido en la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestin de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energa en el mercado de produccin

En cada hora con reduccin de consumo de energa de una unidad de adquisicin, ua, debida a rdenes de reduccin de potencia, se anotar un derecho de cobro a la unidad ua que se calcula segn la frmula siguiente:

DCSINTua = ERSINTua x PMD

donde

ERSINTua = Energa elevada a barras de central de la reduccin de consumo horario debida a las rdenes de reduccin de potencia a consumidores integrados en la unidad ua

PMD = Precio marginal del mercado diario

14. Desvos entre medida y programa de liquidacin

El desvo se calcular en base a la medida en barras de central (MBC) y al Programa Horario de Liquidacin (PHL).

14.1 Programa Horario de Liquidacin

El Programa Horario de Liquidacin (PHL) de la unidad u se calcular como la suma de:

– Energa del Programa Horario Final (PHF),

– Energas asignadas en el Programa Horario Operativo, excluida la energa de los desvos comunicados

– Reduccin de consumo debida a rdenes de reduccin de potencia ERSINTua.

14.2 Medida en barras de central

La medida en barras de central de la unidad u se determinar segn los siguientes criterios:

a. La medida en barras de central de las unidades de programacin de produccin, de las unidades de programacin de consumo de bombeo y de las unidades de programacin de consumo de servicios auxiliares, ser la establecida en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema elctrico obtenida a partir de la suma de las medidas de los puntos frontera asignados a las instalaciones de produccin que integran cada unidad de programacin.

En el caso de ausencia de medidas de las unidades de programacin de produccin se considerar como valor de la medida el valor cero. En el caso de ausencia de medidas de las unidades de programacin de consumo de bombeo se considerar como valor de la medida el valor del programa.

En los casos en que la medida de un punto frontera recoja la produccin de varias instalaciones de produccin, se repartir este valor proporcionalmente a las medidas individualizadas o, en el caso de ausencia de medida individual para la instalacin, proporcionalmente al valor de la potencia instalada.

b. La medida en barras de central de unidades de programacin de importacin, ser la energa asignada a la unidad en el programa de intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema.

c. La medida en barras de central de unidades de programacin de exportacin, ser la energa asignada a la unidad en el programa de intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema, ms las prdidas de transporte en el caso de exportaciones por fronteras con pases con los que no se haya firmado acuerdo de reciprocidad, de acuerdo a la siguiente frmula:

MBCuexp = PFIuexp (1 + CPERfrint)

donde:

MBCuexp = Medida en barras de central de la unidad de programacin de exportacin uexp

PFIuexp = Energa asignada a la unidad de exportacin uexp en el programa de intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema.

CPERfrint = Coeficiente de prdidas de la tarifa general de acceso de alta tensin para la frontera internacional frint. El valor aplicable, en caso de que sean de aplicacin las prdidas, ser el que corresponda al nivel de tensin mayor de 145 kV excepto en la interconexin con Andorra que ser, en caso de que sean de aplicacin, el que corresponda al nivel de tensin mayor de 72,5 y no superior a 145 kV. En las fronteras con los pases con los que se haya firmado acuerdo de reciprocidad el valor ser cero.

d La medida en barras de central de las unidades de comercializadores y de las unidades de consumidores directos se calcular con la frmula siguiente:

MBCua = ƩpaƩnt [MPFCua,pa,nt x (1+CPERREALpa,nt)]

Donde:

MPFCua,pa,nt = Suma de las medidas de la energa consumida en la hora en los puntos frontera de consumidores de la unidad de programacin del comercializador o consumidor directo ua con peaje de acceso pa y nivel de tensin nt. Este valor ser negativo.

CPRREALpa,not = Coeficiente de liquidacin horario para consumos con peaje de acceso pa en nivel de tensin nt.

En cada hora, el coeficiente de liquidacin horario CPRREALpa,nt se calcular como:

CPRREALpa,nt = K x CPERNpa,nt

Donde:

K = Coeficiente de ajuste horario. En cada hora, el coeficiente de ajuste horario K se calcular como el correspondiente al ltimo cierre de medidas disponible segn la siguiente frmula:

K = (PERTRA + PERDIS – PEREXP) / PERN

Donde:

PERTRA = Prdidas horarias medidas en la red de transporte.

PERDIS = Prdidas horarias medidas en todas las redes de distribucin.

PEREXP = Prdidas horarias asignadas a todas las unidades de exportacin.

PERN = ƩuaƩpaƩnt (MPFCua,pa,nt x CPERNpa,nt).

CPERNpa,nt = Coeficiente de prdidas para puntos de suministro de consumidores con peaje de acceso pa y nivel de tensin nt en el periodo tarifario al que corresponda la hora. Estos coeficientes de prdidas sern los establecidos en la normativa que corresponda para traspasar la energa suministrada a los consumidores a energa suministrada en barras de central.

En caso de que no se disponga de cierre de medidas, y por tanto no se disponga de medidas de todas las unidades de programacin de comercializacin y consumidor directo, se calcular el saldo de energa liquidada de los programas y las medidas disponibles en barras de central SALDOENE como:

SALDOENE = MBCprod + MBCimex + MBCliqpot – PHLdemresto

Donde:

MBCprod = Medida liquidada de todas las unidades de generacin.

MBCimex = Medida liquidada en barras de central de todas las unidades de importacin y exportacin.

MBCliqpot = Medida liquidada en barras de central a unidades de adquisicin para demanda con liquidacin potestativa segn el apartado 6.6 del PO 14.1.

PHLdemresto = Programa horario de liquidacin de unidades de adquisicin para demanda excluida la energa con liquidacin potestativa.

Este saldo se asignar de forma proporcional al Programa Horario de Liquidacin de cada unidad de programacin de comercializacin y consumidor directo:

SALDOENEua = SALDOENE x PHLua / Ʃua PHLua

Donde:

PHLua = Programa Horario de Liquidacin de la unidad de adquisicin para demanda ua, excluida la cuota del programa correspondiente al consumo en barras de central de los clientes de tipo 1 de la unidad ua a los que se ha aplicado la liquidacin potestativa establecida en el PO 14.1.

SALDOENEua = Asignacin a la unidad de programacin de adquisicin para demanda ua del saldo de energa liquidada de los programas y las medidas disponibles en barras de central (SALDOENE).

La medida en barras de central de las unidades de programacin de comercializacin y de consumidores directos se calcular como:

MBCua = PHLua + SALDOENEua + MBCliqpot,ua

Donde:

MBCliqpot,ua = Medida liquidada en barras de central a la unidad de adquisicin para demanda ua con liquidacin potestativa segn apartado 6.6 del PO 14.1.

e. La medida de las unidades de programacin genricas es cero.

14.3 Precio de los desvos

A efectos de lo dispuesto en el apartado 14.5 se calcular el saldo neto horario SNSB de las energas a subir y a bajar asignadas:

− por el procedimiento de resolucin de desvos,

− por regulacin terciaria,

− por regulacin secundaria,

− por servicios transfronterizos de energas de balance entre sistemas,

SNSB= ∑u,s(EPRDSu,s+EPRDBu,s) + ∑u(ETERSu+ETERBu) +∑z (ESECSz+ESECBz)+

+∑i,b(EIITBi,b + EEITBi,b)

14.3.1 Precio de desvos a subir

Se definen como desvos a subir los desvos en sentido de mayor generacin y los desvos en sentido de menor consumo.

S SNSB es negativo, el precio horario de los desvos a subir, a efectos de lo dispuesto en el apartado 14.5, se calcular con la frmula siguiente:

PDESVS = mnimo (PMD, PMPRTSB)

donde:

PMPRTSB = Precio medio ponderado de las energas a bajar asignadas por el procedimiento de resolucin de desvos, por regulacin terciaria y por regulacin secundaria, por servicios transfronterizos de balance segn los importes anotados conforme a lo dispuesto en los apartados 8.4.2, 9.2, 10.2 y 11.2 respectivamente, redondeado a dos decimales.

S no existe valor para PMPRTSB o, si SNSB es no negativo, el precio de los desvos a subir ser el precio marginal del mercado diario.

14.3.2 Precio de desvos a bajar

Se definen como desvos a bajar los desvos en sentido de menor generacin y los desvos en sentido de mayor consumo.

S SNSB es positivo, el precio horario de los desvos a bajar, a efectos de lo dispuesto en el apartado 14.5, se calcular con la frmula siguiente:

PDESVB = mximo (PMD, PMPRTSS)

donde:

PMPRTSS = Precio medio ponderado de las energas a subir asignadas por el procedimiento de resolucin de desvos, por regulacin terciaria,por regulacin secundaria, por servicios transfronterizos de balance segn los importes anotados conforme a lo dispuesto en los apartados 8.4.1, 9.1, 10.1 y 11.1, respectivamente, redondeado a dos decimales.

S no existe valor para PMPRTSS o si SNSB es no positivo, el precio de los desvos a bajar ser el precio marginal del mercado diario.

14.4 Clculo de desvos

14.4.1 Desvo de las zonas de regulacin

El desvo de cada zona de regulacin z se calcular con la frmula siguiente:

DESVz = ∑u (MBCu PHLu) x PUZu,z – (ESECSz + ESECBz)

donde:

MBCu = Medida en barras de central de la unidad de programacin u integrada en la zona de regulacin z

PHLu = Programa Horario de Liquidacin de la unidad de programacin u integrada en la zona de regulacin z

PUZu,z = Porcentaje de integracin de la unidad de programacin u en la zona de regulacin z

ESSECz = Energa de regulacin secundaria a subir aportada por la zona de regulacin z

EBSECz = Energa de regulacin secundaria a bajar aportada por la zona de regulacin z

14.4.2 Desvo de las unidades de programacin no integradas en zona de regulacin

El desvo de cada unidad de programacin u, no integrada en zona de regulacin, de cada unidad de adquisicin de demanda, de cada unidad de importacin o exportacin y de unidades genricas se calcular con la frmula siguiente:

DESVu = (MBCu PHLu)

donde:

MBCu = Medida elevada a barras de central de cada unidad de produccin o de adquisicin u, segn lo establecido en el apartado 14.2

PHLu = Programa horario liquidado de cada de cada unidad de produccin o de adquisicin u, segn lo establecido en el apartado 14.1

14.5 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los desvos

A efectos de la determinacin de los derechos de cobro y obligaciones de pago por desvos, se calcularn los desvos de la siguiente manera:

– El desvo d de cada zona de regulacin ser el desvo calculado en el apartado14.4.1

– El desvo d de cada Sujeto de Liquidacin por la actividad de produccin sin zona de regulacin ser la suma de los desvos de sus unidades de programacin no pertenecientes a zona de regulacin. El desvo de cada unidad ser el calculado en el apartado 14.4.2.

– El desvo d de cada Sujeto de Liquidacin por la actividad de comercializacin para clientes nacionales y de adquisicin para consumidores directos ser la suma del desvo de sus unidades de programacin y de los desvos de aquellas unidades de programacin de adquisicin para clientes nacionales de otros comercializadores con los cuales ha realizado contratos bilaterales y es el sujeto comercializador que se responsabiliza frente al operador del sistema de su gestin, en virtud de lo dispuesto en el artculo 20.6 del Real Decreto 2019/1997, modificado por el Real Decreto1454/2005, y en el P.O.14.1. El desvo de cada unidad ser el calculado en el apartado 14.4.2.

– El desvo d por cada una de las fronteras internacionales de cada sujeto autorizado para intercambios internacionales de exportacin ser la suma de los desvos de sus unidades de programacin de exportacin en cada frontera. El desvo de cada unidad ser el calculado en el apartado 14.4.2.

– El desvo d por cada una de las fronteras internacionales de cada sujeto autorizado para intercambios internacionales de importacin ser la suma de los desvos de sus unidades de programacin de importacin en cada frontera. El desvo de cada unidad ser el calculado en el apartado 14.4.2.

– El desvo d de cada sujeto por las unidades de programacin genricas habilitadas instrumentalmente en la normativa vigente ser la suma de los desvos de dichas unidades. El desvo de cada unidad ser el calculado en el apartado 14.4.2 considerando valor de medida igual a cero.

14.5.1 Desvo positivo

S el desvo d calculado segn lo establecido en los prrafos iniciales del apartado 14.5. es positivo, el precio a aplicar al desvo d ser el precio del desvo a subir, PDESVS, calculado segn lo establecido en el apartado 14.3. El importe ser positivo y se calcular con la frmula siguiente:

ECODESVd = DESVd PDESVS

El importe ser soportado por las unidades de programacin o zonas de regulacin que producen el desvo d segn los siguientes criterios:

a La unidad u o zona z cuya contribucin al desvo d haya sido negativa (DESVuz,d < 0) tendr una obligacin de pago que se calcular con la frmula siguiente:

OPDESVuz,d = DESVuz,d PMD

b La unidad u o zona z que haya contribuido positivamente (DESVuz,p > 0) al desvo d tendr un derecho de cobro que se calcular con la frmula siguiente:

DCDESVuz,d = DESVuz,d PMD + DESVuz,d DESVd (PDESVS - PMD) / ∑u DESVPuz,d

donde:

u DESVPuz,d = suma de los desvos positivos DESVPuz,d = DESVuz,d > 0

Como consecuencia de las anotaciones en a. y b. anteriores se cumple la igualdad:

ECODESVd = ∑uz DCDESVuz,d + ∑uz OPDESVuz,d

14.5.2 Desvo negativo

S el desvo d calculado segn lo establecido en los prrafos iniciales del apartado 14.5 es negativo, el precio a aplicar al desvo d ser el precio del desvo a bajar, PDESVB, calculado segn lo establecido en el apartado 14.3. El importe ser negativo y se calcular con la frmula siguiente:

ECODESVd = DESVd PDESVB

El importe ser soportado por las unidades de programacin o zonas de regulacin que producen el desvo d segn los siguientes criterios:

a. La unidad u o zona z cuya contribucin al desvo d haya sido positiva (DESVuz,d > 0) tendr un derecho de cobro que se calcular con la frmula siguiente:

DCDESVuz,d = DESVuz,d PMD

b. La unidad u o zona z que haya contribuido negativamente (DESVuz,d < 0) al desvo d tendr una obligacin de pago que se calcular con la frmula siguiente:

OPDESVuz,d = DESVuz,d PMD + DESVuz,d DESVd (PDESVSB - PMD) / ∑u DESVNuz,d

donde:

u DESVNuz,d = suma de los desvos negativos DESVNuz,d = DESVuz,d < 0

Como consecuencia de las anotaciones en a. y b. anteriores se cumple la igualdad:

ECODESVd = ∑uz DCDESVuz,d + ∑uz OPDESVuz,d

14.5.3 Desvo cero

S el desvo d calculado segn lo establecido en los prrafos iniciales del apartado 14.5 es cero, el importe econmico ser cero. Los derechos de cobro y las obligaciones de pago de las unidades de programacin que producen el desvo cero se calcularn segn los siguientes criterios:

a. La unidad u con desvo positivo (DESVu,d > 0) tendr un derecho de cobro que se calcular con la frmula siguiente:

DCDESVu,d = DESVu,d PMD

b. La unidad u con desvo negativo (DESVu,d < 0) tendr una obligacin de pago que se calcular con la frmula siguiente:

OPDESVu,d = DESVu,d PMD

14.6 Desvos internacionales entre sistemas

Los desvos internacionales entre sistemas se calculan como diferencia entre la medida en los puntos frontera con otros sistema elctricos y el programa acordado entre los operadores de los sistemas. Se valorarn al precio del desvo establecido en el apartado 14.3 que sea aplicable realizndose una anotacin en una cuenta de compensacin horaria para su liquidacin de acuerdo con lo establecido en el P.O.14.6.

En cada hora se sumarn los desvos internacionales por cada interconexin internacional

DIR = ∑frint DIRfrint

donde:

DIRfrint = Desvo internacional en la frontera frint,

S la suma de todos los desvos internacionales de regulacin es positiva se anotar en la cuenta de compensacin un derecho de cobro que se calcular con la frmula siguiente:

DCDIR = DIR PDESVS

S la suma de todos los desvos internacionales de regulacin es negativa se anotar en la cuenta de compensacin una obligacin de pago que se calcular con la frmula siguiente:

OPDIR = DIR PDESVB

El saldo horario de esta cuenta de compensacin se asignar a las unidades de adquisicin, en proporcin a sus consumos horarios medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignacin las unidades de adquisicin de bombeo, las unidades de adquisicin correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de produccin y las unidades de adquisicin cuyo destino sea el suministro fuera del sistema elctrico espaol.

14.7 Acciones coordinadas de balance con otros sistemas

La energa de las acciones coordinadas de balance con otros sistemas se valorar desde el sistema espaol al precio de desvos establecido en el apartado 14 que sea aplicable al sentido correspondiente a la accin de balance. Se realizar una anotacin horaria para cada interconexin en la cuenta del Operador del Sistema para su utilizacin de acuerdo con lo establecido en el P.O.4.1.

S la accin de balance es en sentido importador (ABI) se anotar un derecho de cobro que se calcular con la frmula siguiente:

DCAB = ABI PDESVS

S la accin de balance es en sentido exportador (ABE) se anotar una obligacin de pago que se calcular con la frmula siguiente:

OPAB = ABE PDESVB

14.8 Asignacin del excedente o dficit de la valoracin de desvos

Como consecuencia del mtodo de valoracin de los desvos, el saldo resultante del conjunto de derechos de cobro y obligaciones de pago en una hora (SALDOLIQ) ser un excedente, o en su caso, un dficit.

El excedente (SALDOLIQ < 0) se repartir a las unidades de adquisicin, en proporcin a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua como minoracin de los costes de restricciones tcnicas y de banda. Quedan exceptuadas de esta asignacin las unidades de adquisicin de bombeo, las unidades de adquisicin correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de produccin y las unidades de adquisicin cuyo destino sea el suministro fuera del sistema elctrico espaol.

En caso de excedente estas unidades tendrn un derecho de cobro en la hora en concepto de ajuste que se calcular con la siguiente frmula:

DCAJDVu = - SALDOLIQ x MBCua / ∑u MBCua

En el caso de que se produjera un dficit en la hora (SALDOLIQ > 0) las unidades anteriores tendrn una obligacin de pago en la hora en concepto de ajuste que se calcular con la siguiente frmula:

OPAJDVu = - SALDOLIQ x MBCua / ∑u MBCua

15. Fallo de programacin de las unidades de programacin genricas

15.1 Obligacin de pago por incumplimiento de la obligacin de saldo cero en PBF

Tras el preceptivo informe de la CNMC, el saldo distinto de cero de las energas de todas las unidades de programacin genricas de cada sujeto del mercado en el PBF dar lugar a la siguiente obligacin de pago:

OPUPGPBF= -abs(∑ug ENPBFug) PMD x 1,3

donde:

ENPBFug = Energa en PBF de la unidad de programacin genrica ug.

Dicha obligacin de pago podr ser moderada de acuerdo con las circunstancias concurrentes al caso teniendo en consideracin el perjuicio ocasionado al sistema y la diligencia del agente incumplidor.

15.2 Obligacin de pago por incumplimiento de la obligacin de saldo cero en el PHF

Tras el preceptivo informe de la CNMC, el saldo distinto de cero de las energas de todas las unidades de programacin genricas de cada sujeto del mercado en el PHF dar lugar a la siguiente obligacin de pago en cada hora h:

OPUPGPHF= -abs(∑ug ENPHFug) PMD x 0,15 x NS

donde:

ENPHFug = Energa en el ltimo PHF de la hora de la unidad de programacin genrica ug.

NS = Nmero de sesiones vlidas del mercado intradiario para la hora h.

Dicha obligacin de pago podr ser moderada de acuerdo con las circunstancias concurrentes al caso teniendo en consideracin el perjuicio ocasionado al sistema y la diligencia del agente incumplidor.

15.3 Excedente por las obligaciones de pago por fallos de programacin

El excedente generado por las obligaciones de pago de los apartados 15.1 y 15.2 se repartir segn el mtodo descrito en el apartado 14.8. Asignacin del excedente o dficit de la valoracin de los desvos.

16. Liquidacin de las unidades de programacin del enlace entre el sistema electrico pennsular y el sistemas electrico balear

16.1 Restricciones tcnicas en el mercado intradiario

Los redespachos de energa necesarios para resolver las restricciones tcnicas identificadas o para el reequilibrio generacin- demanda se liquidarn al precio de la correspondiente sesin del mercado intradiario.

16.2 Modificaciones del programa posteriores al PHF

Las modificaciones en el programa de las unidades de programacin del enlace posteriores a las distintas sesiones del mercado intradiario se liquidarn al precio del mercado diario.

Las anotaciones anteriores formarn parte del saldo resultante del conjunto de derechos de cobro y obligaciones de pago en una hora que determinan el saldo (SALDOLIQ) al que se hace referencia en el apartado 14.8.

16.3 Desvo del programa

El desvo neto del programa de energa del enlace del sistema elctrico peninsular con el sistema elctrico balear se calcular como diferencia entre la energa medida en el punto frontera del enlace con el sistema peninsular y el programa horario de liquidacin neto de las unidades de programacin del enlace y se liquidar al precio del desvo establecido en el apartado 14.3 segn su sentido. El importe se repartir proporcionalmente entre las unidades de programacin del enlace segn su programa.

Las anotaciones anteriores formarn parte del saldo resultante del conjunto de derechos de cobro y obligaciones de pago en una hora que determinan el saldo (SALDOLIQ) al que se hace referencia en el apartado 14.8.

16.4 Efectos en la liquidacin de Baleares

Los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en los apartado 16.1, 16.2 y16.3, as como la energa liquidada, se considerarn en la liquidacin del despacho de Baleares, segn se establece en el apartado 2 del anexo del Real Decreto 1623/2011.

Como resultado de la suma de los importes liquidados en el sistema peninsular y de los importes liquidados en el despacho balear a los comercializadores de ltimo recurso, el coste final de adquisicin de los comercializadores de ltimo recurso en el sistema balear ser el establecido en la disposicin adicional decimoquinta del Real Decreto485/2009 de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de ltimo recurso en el sector de la energa elctrica.

17. Liquidacin del control del factor de potencia

Desde la fecha de entrada en vigor del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, el servicio de ajuste de control del factor de potencia, se liquidar segn lo establecido en el Anexo III del Real Decreto 413/2014.

P.O. 14.8 SUJETO DE LIQUIDACIN DE LAS INSTALACIONES DE PRODUCCIN

1. Objeto

El objeto de este procedimiento de operacin es establecer las actuaciones necesarias para la correcta asignacin de las liquidaciones de las instalaciones de produccin al Sujeto de Liquidacin que corresponda en cada momento ante el Operador del Sistema, sin perjuicio de lo establecido con carcter general en el Procedimiento de Operacin 14.1 y en el Procedimiento de Operacin 14.2.

2. mbito de aplicacin

Este procedimiento de operacin es de aplicacin a los sujetos de liquidacin ante el Operador del Sistema de instalaciones de produccin en el sistema elctrico espaol, los representantes directos, a los encargados de la lectura de los puntos frontera de instalaciones de produccin y al Operador del Sistema.

3. Definiciones

El trmino Ley 24/2013 en este procedimiento se refiere a la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico.

El trmino P.O. 14.1 en este procedimiento se refiere al procedimiento de operacin P.O. 14.1 Condiciones generales del proceso de liquidacin del operador del sistema.

El acrnimo RAIPEE en este procedimiento se refiere al registro administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica establecido en el artculo 21.2 de la Ley24/2013.

El acrnimo CIL en este procedimiento se refiere al Cdigo de Identificacin de Liquidacin asignado por el Encargado de la Lectura a los efectos, en su caso, de la normativa vigente.

El trmino instalacin en este procedimiento se refiere a cada instalacin de produccin y se identifica por su clave de registro en el RAIPEE y, en su caso, por su CIL.

El trmino unidad de programacin en este procedimiento se refiere a las entidades definidas en los procedimientos de operacin para la programacin de la produccin en los sistemas elctricos.

El trmino Sujeto de Liquidacin en este procedimiento se refiere al sujeto responsable financieramente ante el Operador del Sistema de la liquidacin de una instalacin segn lo dispuesto en el P.O. 14.1.

El trmino Encargado de la Lectura en este procedimiento se refiere a la entidad encargada de la lectura de la medida de los puntos frontera de instalaciones de produccin de acuerdo con la normativa vigente.

El trmino das hbiles en este procedimiento se refiere a los das definidos como hbiles en el P.O. 14.1.

El trmino titular en este procedimiento se refiere al titular de la instalacin de produccin o de sus derechos de explotacin, y que figure como tal en el RAIPEE.

El trmino representante directo en este procedimiento se refiere al representante del titular que acta en nombre ajeno y por cuenta ajena de acuerdo con lo dispuesto en el artculo 6.2 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico. En este caso, el sujeto de liquidacin es el titular de las instalaciones.

El trmino representante indirecto en este procedimiento se refiere al representante del titular que acta en nombre propio y por cuenta ajena de acuerdo con lo dispuesto en el artculo 6.2 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico. En este caso, el sujeto de liquidacin de las instalaciones del titular es el representante.

4. Responsabilidades

1. El Operador del Sistema ser responsable de las siguientes actuaciones:

a) Gestionar y autorizar las solicitudes para el cambio de sujeto de liquidacin de cada instalacin.

b) Gestionar y autorizar las solicitudes para el cambio de representante directo de cada titular.

c) Gestionar y autorizar las solicitudes para la creacin de las unidades de programacin que sean necesarias para integrar la energa de las instalaciones en el sistema elctrico que corresponda conforme a los procedimientos de operacin.

d) Poner a disposicin de los sujetos de liquidacin:

– las unidades de programacin de las que es responsable en cada momento.

– las instalaciones incluidas en cada unidad de programacin.

– el tipo de sujeto de liquidacin (titular, representante indirecto, comercializador).

– en su caso, su representante directo.

– la fecha efectiva de los cambios en los datos anteriores.

e) Poner a disposicin de los encargados de la lectura los datos del prrafo d) de las instalaciones de las que sea encargado de la lectura.

f) Poner a disposicin del Ministerio de Industria, Energa y Turismo y de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia y del Operador del Mercado, los datos del prrafo d).

g) Resolver las reclamaciones sobre los cambios de sujeto de liquidacin de una instalacin o sobre los datos de una instalacin a efectos de la liquidacin del Operador del Sistema. Los plazos para presentar reclamaciones sern los establecidos en el P.O. 14.1.

2. El encargado de la lectura ser responsable de comunicar al Operador del Sistema el alta o baja de los puntos frontera de los que sea encargado de la lectura.

3. El sujeto de liquidacin ser responsable de las siguientes actuaciones:

a) Solicitar al Operador del Sistema que se le autorice como sujeto de liquidacin de una instalacin mediante el procedimiento electrnico establecido por el Operador del Sistema y aportando la documentacin necesaria y las garantas de pago exigibles conforme al procedimiento de operacin 14.3, cumpliendo los plazos establecidos por el Operador del Sistema.

b) Comunicar al Operador del Sistema cualquier cambio en la instalacin, y en particular, los cambios de titularidad, aportando la documentacin necesaria para la aplicacin del cambio.

4. El representante directo ser responsable de las siguientes actuaciones:

a) Solicitar al Operador de Sistema que se le autorice como representante directo de las instalaciones de un titular mediante el procedimiento electrnico establecido por el Operador del Sistema y aportando la documentacin necesaria.

b) Comunicar al Operador del Sistema cualquier cambio en la instalacin, en particular, los cambios de titularidad, aportando la documentacin necesaria para la aplicacin del cambio.

5. Alta y baja de instalaciones

La fecha de alta provisional de una nueva instalacin ser la fecha de alta de su punto frontera comunicada por el encargado de la lectura, conforme a lo dispuesto en el reglamento unificado de puntos de medida que ser modificada posteriormente por la fecha de inscripcin en el registro de instalaciones de produccin de energa elctrica dependiente de la Direccin General de Poltica Energtica y Minas.

El Operador del Sistema asignar el sujeto de liquidacin de la nueva instalacin desde la fecha de alta segn la siguiente precedencia:

1. Sujeto de liquidacin que lo haya solicitado y est autorizado desde la fecha de alta.

2. En su caso, sujeto de liquidacin de los CIL con mismo nmero de identificacin del RAIPEE que el nuevo CIL.

3. En su caso, sujeto de liquidacin precedente en caso de baja y alta simultnea de los CIL de instalaciones con mismo nmero de identificacin en el RAIPEE.

4. En su caso, representante de referencia que corresponda segn la normativa vigente en calidad de representante indirecto.

5. Titular de la instalacin.

La fecha de baja provisional de una instalacin ser la fecha de baja de sus puntos frontera comunicada por el encargado de la lectura, conforme a lo dispuesto en el reglamento unificado de puntos de medida y que ser modificada posteriormente por la fecha de cancelacin de la inscripcin en el registro de instalaciones de produccin de energa elctrica dependiente de la Direccin General de Poltica Energtica y Minas.

De acuerdo a lo establecido en la normativa vigente no se podr percibir ningn tipo de retribucin por la participacin en el mercado de produccin de energa elctrica por los vertidos realizados en fecha anteriores a la fecha de inscripcin previa en el registro administrativo de instalaciones de produccin de energa elctrica.

6. Cambio de sujeto de liquidacin

1. El cambio de sujeto de liquidacin se producir por deseo del titular de la instalacin. Deber ser comunicado por el nuevo sujeto de liquidacin con una antelacin mnima de 15 das naturales respecto a la fecha de inicio de operacin con otro sujeto de liquidacin, sin perjuicio de que la fecha de cambio se retrase hasta el cumplimiento de los requisitos establecidos para autorizar el cambio. Hasta la fecha efectiva del cambio, el anterior Sujeto de Liquidacin seguir siendo responsable financiero de la liquidacin de los ingresos y costes aplicables a la instalacin y de las garantas de pago.

El nuevo sujeto de liquidacin aportar al Operador del Sistema la siguiente informacin:

a) Solicitud del cambio, donde har constar la clave de registro en el RAIPEE y, en su caso, el CIL, as como la unidad de programacin en la que solicita la inclusin de la instalacin.

b) La fecha para la que solicita el cambio.

c) En su caso, poder notarial para actuar como representante en nombre propio y por cuenta del titular de la instalacin.

d) En su caso, declaracin de contrato de comercializacin de la energa vertida por la instalacin.

e) En su caso, declaracin de participacin directa como titular.

f) Poder de representacin legal de los firmantes de la solicitud.

g) Cualquier otra documentacin que sea necesaria para acreditar las condiciones que establezca la normativa vigente en cada momento.

Los documentos mencionados se presentarn segn modelos definidos por el Operador del Sistema que estarn disponibles en su pgina web, pudiendo ser ficheros electrnicos con formato comn o documentos con firma electrnica.

2. Estarn exentos del cumplimiento de lo indicado en el apartado anterior, los sujetos de liquidacin que desempeen sus funciones de representacin en cumplimiento de lo establecido en el art. 53, apartados 2 y 3, del RD 413/2014, de 6 de Junio, por el que se regula la actividad de produccin de energa elctrica a partir de fuentes de energa renovables, cogeneracin y residuos. En este caso, el Operador del Sistema comunicar a qu comercializador de referencia corresponde la representacin de aquellas instalaciones que no cuenten con un representante de acuerdo a lo establecido en los citados apartado 2 y 3 del artculo 53 as como los datos de la empresa titular que figuran en el RAIPEE para que la comercializadora pueda proceder al contacto con el titular de la instalacin de produccin.

3. El cambio de Sujeto de Liquidacin de una instalacin no extinguir las obligaciones de pago que hubiera contrado el sujeto de liquidacin anterior, as como las que contrajera en el futuro por liquidaciones pendientes que afecten el periodo en el que era el sujeto de liquidacin y se mantendr la posibilidad de suspensin de las instalaciones del sujeto de liquidacin en los casos y condiciones previstas en los procedimientos de operacin. Durante el periodo de suspensin, la energa vertida se liquidar a precio de desvo.

4. Cuando un representante, sea o no sujeto de liquidacin, desee dejar de representar a un titular de instalaciones, deber solicitar el cese de la representacin, en los mismos plazos que las altas de representacin. En ese caso, las instalaciones pasarn a ser representadas, en su caso, por el comercializador de referencia, a no ser que hubiera otro representante al que se le haya aceptado el alta de la representacin de esas instalaciones para la misma fecha. El comercializador de referencia recibir la informacin necesaria para desempear sus funciones con una antelacin mnima de 10 das respecto al inicio efectivo de su representacin.

7. Cambio de representante directo

En caso de cambio de representante directo de un titular sin cambio de sujeto de liquidacin, el nuevo representante directo aportar al Operador del Sistema la siguiente informacin:

a) La fecha para la que solicita el cambio.

b) En su caso, poder notarial para actuar como representante en nombre ajeno y por cuenta ajena.

c) Poder de representacin legal de los firmantes de la solicitud.

d) Cualquier otra documentacin que sea necesaria para acreditar las condiciones que establezca la normativa vigente en cada momento.

Los documentos mencionados se presentarn segn modelos definidos por el Operador del Sistema que estarn disponibles en su pgina web, pudiendo ser ficheros electrnicos con formato comn o documentos con firma electrnica.

8. Aplicacin de cambios normativos

El Operador del Sistema podr realizar cambios de sujeto de liquidacin o de asignacin de instalaciones a unidades de programacin sin el trmite de solicitud en los casos de cambios fijados en la normativa de liquidacin de instalaciones de produccin y en los trminos que se determinen en dicha normativa.

El Operador del Sistema comunicar a los agentes afectados y a la Comisin Nacional de los Mercados y de la Competencia la aplicacin de este apartado y el motivo en un plazo mximo de cinco das hbiles.

9. Cambio por error

En el caso de que una instalacin haya sido asignada errneamente a una unidad de programacin o a un sujeto de liquidacin, el Operador del Sistema proceder a subsanar el error lo antes posible. En todo caso, la fecha efectiva de cambio ser posterior a la ltima fecha de la que exista cierre de medidas definitivo, segn lo establecido en los correspondientes procedimientos de operacin.

En estos casos, ser de aplicacin lo dispuesto en el artculo 15 del Real Decreto1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema elctrico.

10. Fusiones y absorciones

Cuando un representante directo o indirecto se vea afectado por fusiones y/o absorciones, de forma que la empresa que solicita continuar con la representacin no tenga el mismo CIF que el representante que ha acreditado tal condicin mediante poderes notariales otorgados por los titulares, deber presentar nuevos poderes notariales otorgados por los titulares de las instalaciones. En particular, cuando en un grupo empresarial una empresa que realiza la actividad de representacin, deja de hacerlo para que asuma esa funcin otra empresa del grupo, se debern presentar los poderes notariales de los titulares de la misma forma y con los mismos requerimientos y plazos que se exigen para cualquier cambio de representante.

De la misma forma, cuando una instalacin acte representada y cambie el titular, deber presentar nuevo poder notarial otorgado por el nuevo titular. En caso de no hacerlo, el Operador del Sistema tramitar de oficio el paso al comercializador de referencia en los casos en los que sea aplicable.

Pruebas para la participacin activa en el servicio de regulacin secundaria

1. Introduccin

En este documento se recogen los requisitos previos y los protocolos de las pruebas que deben ser superadas para la habilitacin de proveedores en el servicio de ajuste del sistema de regulacin secundaria.

2. Solicitud de habilitacin para proveer el servicio de regulacin secundaria

Las solicitudes de habilitacin de unidades fsicas de produccin para la participacin activa el servicio de regulacin secundaria debern ser remitidas al buzn “habilitacin_serviciosdeajuste@ree.es” por el centro de control al que se encuentra adscrita la unidad fsica.

A efectos de la habilitacin para su participacin activa en el servicio de regulacin secundaria, la realizacin de las pruebas se corresponder con una unidad fsica de produccin, o con un conjunto de unidades fsicas que cumplan las condiciones de agregacin, establecidas al efecto en el apartado siguiente, para la realizacin de las pruebas de manera conjunta. Toda referencia a unidad fsica de produccin en este documento deber ser entendida tambin como conjunto de unidades fsicas que cumpla las condiciones de agregacin definidas en el apartado siguiente.

3. Requisitos previos a la realizacin de las pruebas de habilitacin

Con carcter previo a la realizacin de las pruebas para la participacin en el servicio de regulacin secundaria, el Operador del Sistema verificar el cumplimiento de los siguientes requisitos:

a) Las unidades fsicas de produccin que soliciten la habilitacin de manera conjunta, debern cumplir las siguientes condiciones de agregacin:

• Todas las unidades fsicas incluidas dentro del conjunto debern estar clasificadas dentro del mismo grupo del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

• El conjunto de unidades fsicas de produccin deber pertenecer a una misma unidad de programacin y al centro de control propietario de la zona de regulacin, cuyo sistema de control deber cumplir los requisitos tcnicos y funcionales recogidos en el Anexo 1 del presente documento y realizar el intercambio en tiempo real con la RCP de las seales establecidas en el Anexo 2.

b) Para que una unidad fsica de produccin o conjunto de unidades fsicas que cumplan las condiciones de agregacin realicen las pruebas debern cumplir con las siguientes condiciones:

• La tecnologa deber haber sido considerada apta, al menos en parte de su capacidad, para participar en los servicios de ajuste del sistema, de acuerdo con los criterios de aptitud establecidos mediante Resolucin de la Secretara de Estado de Energa.

• La unidad fsica o conjunto de unidades fsicas podrn realizar y superar las pruebas de habilitacin aunque su potencia sea inferior a 10MW. No obstante lo anterior, para la participacin en el servicio de ajuste la banda mnima que se podr habilitar ser de 5 MW.

• La suma de la potencia instalada del conjunto de unidades fsicas que realicen las pruebas de manera conjunta no deber ser superior a 900MW.

• La unidad fsica o conjunto de unidades fsicas deber superar de forma satisfactoria las pruebas descritas en el apartado 3 de este documento.

4. Pruebas para la habilitacin para la participacin activa en el servicio de regulacin secundaria

4.1 Objeto

La prueba tiene por objeto comprobar que una zona de regulacin es capaz de intercambiar las seales requeridas tanto con el sistema maestro de la regulacin como con el de respaldo as como responder a sus requerimientos de regulacin incluyendo bajo control de su AGC a las unidades fsicas de produccin cuya habilitacin se solicita.

4.2 Alcance

La prueba afectar directamente a la zona de regulacin implicada.

Para el anlisis de la prueba se registrarn, los valores correspondientes a cada muestra de las seales siguientes:

• PGCi: Potencia de generacin en control de la zona.

• PGCSUPi y PGCINFi: Lmites reales superior e inferior respectivamente de potencia de las unidades bajo control del AGC. Se entiende por lmites reales la suma de los que determinan la banda disponible de regulacin de las unidades fsicas en control tal y como se especifican en cada momento en el AGC de la zona, teniendo en cuenta aspectos tales como la cota de los embalses, averas, limitaciones etc.

• ACEi: Error de control de rea.

• CRRi: Requerimiento de la regulacin secundaria.

• NIDi: Desvo neto de generacin de la zona.

• NSIi: Programa de generacin de la zona.

• Estado de regulacin de la zona (ON/OFF).

• Estado de control de la zona.

• Generacin individual de las unidades fsicas en control.

• Instantes de entrada y salida de unidades fsicas en control.

• Desvo de frecuencia respecto a 50Hz.

• Cualquier otra seal que se considere conveniente.

En los casos en que el Operador del Sistema considere oportuno y, para evitar que otras seales distorsionen la seal del requerimiento de regulacin (CRRi), en el AGC de la zona se tomarn las siguientes medidas:

− Hacer nulo el factor de participacin de la zona en pruebas en la correccin del desvo de frecuencia (Bi).

− Hacer nulo en el error de control de rea de la zona en pruebas (ACEi) el trmino correspondiente al desvo interno de la zona.

La expresin general del error de control de rea de la zona

1

Durante la prueba pasa a ser:

ACE I = CRR I

De esta forma, la seal de control recibida por las unidades en control ser emitida totalmente por la RCP permitiendo, en el caso particular de prueba de habilitacin de unidades para funcionamiento bajo control del AGC, generar tanto requerimiento nulo para estabilizar dichas unidades como un requerimiento predeterminado, por ejemplo de escaln puro, para evaluar su respuesta ante el mismo.

4.3 Descripcin de la prueba

En primer lugar, se comprobar el correcto intercambio de todas las seales de regulacin entre el AGC de la zona y tanto el sistema principal como el de respaldo de la regulacin (RCP).

Una vez finalizada la comprobacin, la zona en pruebas pasar a responder a las seales de control del sistema de pruebas y se pondr a estado OFF en el sistema principal donde seguir funcionando la regulacin secundaria del sistema sin participacin de la zona en pruebas.

A continuacin, se comprobar la respuesta de las unidades fsicas de produccin en control de la zona tanto a subir como a bajar generacin ante un requerimiento constante. Para ello, se enviar a la zona un CRR constante1 y se registrar su respuesta hasta que la generacin en control alcance su lmite en el sentido del requerimiento. A continuacin, se enviar un CRR de signo contrario al del caso anterior y se registrar de la misma forma la respuesta.

1. El valor del CRR a enviar se determinar en funcin de las unidades bajo control del AGC. Ser de valor suficiente para conseguir que dichas unidades alcancen los lmites declarados de potencia en regulacin.

S se estima necesario, previamente se estabilizar la generacin en control en la zona mediante el envo de un CRR nulo.

Una vez finalizada la prueba, tanto en el sistema de regulacin del Operador del Sistema como en el AGC de la zona se restablecer el estado de seales previo a la misma. Con los datos registrados durante la prueba, se analizar la calidad de respuesta de las unidades bajo control del AGC.

4.4 Condiciones de habilitacin para la participacin activa en el servicio de regulacin secundaria

El Operador del Sistema redactar un informe en el que expondr los resultados e incidencias que se hubieren observado durante la prueba. En particular, dicho informe recoger el cumplimiento de las siguientes condiciones y parmetros resultantes:

• Limites inferior y superior de potencia en control entre los cuales la unidad fsica o conjunto de unidades fsicas, en el caso de realizar la prueba de manera agregada, son capaces de responder al requerimiento enviado.

• Banda de regulacin habilitada, calculada a partir de la constante de tiempo exigida para la prestacin del servicio (100s). Se obtendr considerando la capacidad de la unidad fsica o conjunto de unidades fsicas para recorrer el 95% de la banda de regulacin en un tiempo inferior a tres constantes de tiempo (300s).

• Retardos de respuesta observados, siendo estos el tiempo trascurrido desde la modificacin de la seal de requerimiento hasta la recepcin del valor de PGC que responda a dicho requerimiento. Los retardos observados no han de ser superiores a un minuto.

5. Pruebas de evaluacin de respuesta requeridas en el caso de modificacin de las variables de control o condiciones de la provisin del servicio de regulacin secundaria

Cualquier modificacin de las variables de control de la provisin del servicio de regulacin secundaria respecto a los valores registrados en las pruebas establecidas para la habilitacin de proveedores deber ser comunicada al OS a la mayor brevedad posible por el sujeto titular, o su correspondiente representante al objeto de que el OS pueda verificar los nuevos valores comunicados mediante la realizacin de las pruebas complementarias que considere oportunas a estos efectos.

Dentro de la misma zona de regulacin no ser necesaria la realizacin nuevamente de las pruebas de habilitacin de una unidad de programacin en la que se incluya una unidad fsica de produccin que haya superado las pruebas de habilitacin de forma individual o en la que se incluyan un conjunto de unidades fsicas que cumplan las siguientes dos condiciones:

• las unidades fsicas que se incluyen en la nueva unidad de programacin han superado las pruebas de manera conjunta entre ellas y,

• todas las unidades fsicas que pasaron las pruebas de forma conjunta se incluyen en la misma unidad de programacin.

Dentro de la misma zona de regulacin tampoco necesaria la realizacin nuevamente de las pruebas de habilitacin de una unidad de programacin en la que se elimine una unidad fsica de produccin que haya superado las pruebas de forma individual o en la que se eliminen un conjunto de unidades fsicas que cumplan las siguientes dos condiciones:

• las unidades fsicas que se eliminen de la unidad de programacin han superado las pruebas de manera conjunta entre ellas y,

• todas las unidades fsicas que pasaron las pruebas de forma conjunta se eliminan de la misma unidad de programacin.

El resto de variaciones en la composicin de una Unidad de Programacin habilitada para participar activamente en el servicio, implicar la repeticin de las pruebas de habilitacin.

En el caso que una unidad fsica no habilitada quiera pasar a ser parte de una unidad de programacin habilitada. En este caso el sujeto titular o su correspondiente representante podrn elegir hacer la prueba de manera individual a la unidad fsica no habilitada o de forma conjunta a la nueva unidad de programacin que se forma.

ANEXO 1
Requerimientos centro de control

En el presente cuestionario se detallan los requerimientos tcnicos y funcionales que el sistema de control del despacho elctrico de un sujeto del sistema debe cumplir para hacer posible el cumplimiento de los requisitos establecidos en los Procedimientos de Operacin 7.2 y 9 y as, establecerse como zona de regulacin de la Regulacin Compartida Peninsular.

Estos requerimientos, de acuerdo a su repercusin en el cumplimiento de los citados Procedimientos de Operacin, se clasifican en:

O □ De cumplimiento Obligatorio.

R □ De cumplimiento Recomendado

I □ Informativo.

Todos los requerimientos deben ser obligatoriamente respondidos, incluidos los informativos. En un documento independiente se podrn hacer las aclaraciones y matizaciones que se estimen pertinentes a cada uno de los requisitos.

Requisitos tcnicos del sistema de control del sujeto del sistema

Alimentacin de los equipos:

O.1.a Disponen de alimentacin ininterrumpida: S □ No □

I.1.a Tiempo de autonoma funcionando con bateras (minutos):

Redundancia y disponibilidad del Sistema de Control:

O.2.a Dispone de Hardware duplicado para evitar el fallo simple del mismo:

S □ No □

R.2.a Conmutacin automtica ante fallo Hardware o Software:

S □ No □

R.2.b Disponibilidad (%) del Sistema mayor del 99,5 %

S □ No □

Comunicaciones con las estaciones de generacin:

R.3.a Redundancia de comunicaciones con los equipos de captacin en las estaciones de generacin:

S □ No □

R.3.b Redundancia a travs de vas independientes

S □ No □

R.3.c Redundancia a travs de proveedores independientes

S □ No □

R3.d Disponibilidad de comunicacin con las estaciones de generacin del 99,5%

S □ No □

Comunicaciones con los Centros de Control de REE:

O.4.a Redundancia de comunicaciones con ambos Centros de Control de REE (CECOEL y CECORE):

S □ No □

O.4.b Redundancia a travs de vas independientes

S □ No □

R.4.a Redundancia a travs de proveedores independientes

S □ No □

O.4.c Dispone de lnea de voz dedicada con el Centro de Control de REE

S □ No □

R3.b Disponibilidad de comunicacin con los Centros de Control de REE del 99,5%

S □ No □

Requisitos funcionales del sistema de control del sujeto del sistema:

Medidas de Generacin:

O.5.a Periodicidad de captacin de telemedidas (obligatorio igual a 4 segundos):

S □ No □

R.5.a Clase de precisin en la captacin de las telemedidas (recomendado 0,5):

S □ No □

Protocolo de Comunicaciones con los Centros de Control del OS:

O.6.a Protocolo ICCP:

S □ No □

O.6.b Bloque 1 y 2 disponibles:

S □ No □

O.6.c Periodicidad de envo peridico (4 seg):

S □ No □

O.6.d Asociacin nica para cliente/servidor:

S □ No □

O.6.e Compatibilidad con versin 1996-08:

S □ No □

AGC:

O.7.a El AGC dispone de frecuencmetro:

S □ No □

O.7.b El AGC tiene capacidad de intercambiar con el Regulador Maestro las seales recogidas en este anexo 1:

S □ No □

O.7.c El AGC procesa las seales recibidas del regulador Maestro de REE de acuerdo al algoritmo recogido en la Descripcin Tcnica de la RCP:

S □ No □

Requisitos operacionales del despacho

O.8.a Dispone de turno de Operacin 24 horas:

S □ No □

O.8.b Dispone de personal de atencin permanente ante fallos del sistema

S □ No □

R.8.a Tiempo de respuesta garantizado ante incidencias, menor de 60 min:

S □ No □

I.8.a Caso de tiempo de respuesta ante incidencias mayor de 60 min, indicar tiempo:

ANEXO 2
Relacin de seales a intercambiar en tiempo real entre RCP y zonas de regulacin

1. La denominacin entre parntesis de cada seal es la utilizada en el documento “Regulacin Compartida Peninsular. Descripcin tcnica”

2. Se entiende por lmites reales los lmites tcnicos de cada unidad fsica tal y como se especifican en cada momento en el regulador de zona, teniendo en cuenta aspectos tales como la cota de los embalses, averas, etc

Enviados de zona de regulacin a RCP

- Desvo generacin de la zona respecto a programa (NIDi)

NIDi = NSIi + PIi donde: NSIi: programa de generacin de la zona i

PIi: valor instantneo de generacin en la zona i

- Programa de generacin de la zona (NSIi): valor instantneo del total de generacin activa neta que corresponde a la suma del programa horario de las unidades de generacin pertenecientes a una zona de regulacin.

- Potencia de generacin en control (PGCi): es el valor instantneo de la suma de generacin neta activa que est bajo control del AGC de la zona de regulacin i.

- Suma de lmites reales2 superiores de los generadores incluidos en el clculo del PGCi (PGCSUPi)

- Suma de lmites reales2 inferiores de los generadores incluidos en el clculo del PGCi (PGCINFi)

- Desvo de frecuencia respecto a 50 Hz. (Δf i )

Δf i = fai – 50 donde fi: valor instantneo de frecuencia local.

- Estado del regulador de la zona (ON /OFF)

- Indicador de Regulador maestro a que obedece el AGC (CECOEL o CC2)

- Generacin individual de las unidades en control

- Estado de regulacin de cada unidad de la zona habilitada para participar activamente en la regulacin secundaria.

2. Se enviar a cada zona sus propios valores. En ningn caso se suministrarn valores relativos a otras zonas.

Enviados de RCP a zona de regulacin

- Contribucin modificada requerida a la regulacin de la zona (MCRRi)

Seales informativas suministrables por la RCP a las zonas de regulacin

- Suma de lmites superiores de los generadores incluidos en el clculo del PGCi de la zona1 (PGCSUPi) utilizado por la RCP

- Suma de lmites inferiores de los generadores incluidos en el clculo del PGCi de la zona3 (PGCINFi) utilizado por la RCP

- Modo de funcionamiento de la RCP (NORMAL (3)/FRECUENCIA (2)/NULO (1) /SUSPENDIDO (0))

- Estado de la RCP (ON (0) / OFF (1))

- Nmero de ciclos ejecutados en la hora en curso por la RCP (TCALON).

- Desvo de frecuencia respecto a 50 Hz.

- Programa de frecuencia.(fS)

- Modo /estado de funcionamiento de zona: (ACTIVA / EMERGENCIA/ INACTIVA / OFF / OFF REE)

- Constante de bias de la zona: parte correspondiente a la zona de la constante de bias asignada por ENTSOE al sistema espaol(Bi)

- Trmino de correccin de frecuencia de la zona calculado en la RCP.(Bi x □f)

- Error de control de rea de la zona calculado en la RCP (ACEi)

- Coeficiente de participacin nominal de la zona en la regulacin en la hora en curso (CTBCAPi)

- Reserva a bajar asignada a la zona en la hora en curso (RESDWi)

- Reserva a subir asignada a la zona en la hora en curso (RESUPi)

- Reserva a subir Total asignada en la hora en curso (RESNUP)

- Reserva a bajar Total asignada en la hora en curso (RESNDW)

- Margen suplementario a subir asignado a la zona en la hora en curso (MSSUBi)

- Margen suplementario a bajar asignado a la zona en la hora en curso (MSBAJi)

- Coeficiente de participacin de la zona en el ciclo (KLIMITADOi)

- Requerimiento total de la regulacin en el ciclo (PRR)

- Programa de intercambio con Francia (NSIF)

- Desvo de intercambio con Francia (NIDF)

- Programa de intercambio con Portugal (NSIP)

- Desvo de intercambio con Portugal (NIDP)

- Programa de intercambio con Marruecos (NSIM)

- Desvo de intercambio con Marruecos (NIDM)

Pruebas para la participacin en los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo

1. Introduccin

En este documento se recogen los requisitos previos y los protocolos de las pruebas que deben ser superadas para la habilitacin de proveedores en los servicios de ajuste del sistema de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo.

2. Solicitud de habilitacin para proveer los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo

Las solicitudes de habilitacin de unidades fsicas de produccin como proveedoras de los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo debern ser remitidas al buzn “habilitacin_serviciosdeajuste@ree.es”, por el centro de control al que se encuentra adscrita la unidad fsica que desea ser habilitada como proveedora de estos servicios.

A efectos de la habilitacin de proveedores en los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos, la unidad a habilitar que solicite la realizacin de las pruebas se corresponder con una unidad fsica de produccin, o con un conjunto de unidades fsicas que cumplan las condiciones de agregacin, establecidas al efecto en el apartado siguiente, para la realizacin de las pruebas de manera conjunta.

Toda referencia a unidad fsica de produccin en este documento deber ser entendida tambin como conjunto de unidades fsicas que cumpla las condiciones de agregacin definidas en el apartado siguiente.

A los efectos de lo establecido en este procedimiento, se consideran unidades fsicas de tecnologa trmica aquellas que aprovechan la energa trmica de un fluido para generar electricidad. En el caso de instalaciones de produccin de energa elctrica a partir de fuentes renovables, cogeneracin y residuos, se consideran unidades de tecnologa trmica aqullas clasificadas dentro de los grupos a y c y grupos b.6, b.7 y b.8 y aqullas del grupo b.3 del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio que cumplan la definicin establecida en la frase anterior,.

3. Requisitos previos a la realizacin de las pruebas de habilitacin

Con carcter previo a la realizacin de las pruebas de habilitacin para la participacin en los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo, el Operador del Sistema verificar el cumplimiento de los siguientes requisitos:

a) Las unidades fsicas de produccin que soliciten la realizacin de las pruebas de habilitacin de manera conjunta, debern cumplir las siguientes condiciones de agregacin:

• Todas las unidades fsicas incluidas dentro del conjunto debern estar clasificadas dentro del mismo grupo del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, grupo que no podr corresponder a una tecnologa trmica, sin perjuicio de lo establecido en el apartado siguiente.

• S las unidades fsicas incluidas dentro del conjunto son de tecnologa trmica y potencia inferior a 1 MW, podrn formar una agregacin si todas ellas estn clasificadas dentro del mismo grupo del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, y de manera agregada tienen una potencia superior a 1 MW.

• El conjunto de unidades fsicas de produccin deber pertenecer a una misma unidad de programacin y a un mismo centro de control.

b) Para que una unidad fsica de produccin o conjunto de unidades fsicas que cumplan las condiciones de agregacin realicen las pruebas debern cumplir con las siguientes condiciones:

• La tecnologa deber haber sido considerada apta, al menos en parte de su capacidad, para participar en los servicios de ajuste del sistema, de acuerdo con los criterios de aptitud establecidos mediante Resolucin de la Secretara de Estado de Energa.

• La unidad fsica o conjunto de unidades fsicas podrn realizar y superar las pruebas de habilitacin aunque su potencia sea inferior a 10MW. No obstante lo anterior, para la participacin en el servicio de ajuste correspondiente la capacidad de oferta que aporte la unidad de programacin para la prestacin de estos servicios no deber ser inferior al valor mnimo que est establecido en la regulacin de aplicacin vigente.

• La suma de la potencia instalada del conjunto de unidades fsicas que realicen las pruebas de manera conjunta no deber ser superior a 1000MW.

• Toda la informacin estructural y en tiempo real recogida en el Procedimiento de Operacin por el que se establecen los intercambios de informacin con el Operador del Sistema (P.O. 9), deber haber sido suministrada al Operador del Sistema.

4. Realizacin de las pruebas para la habilitacin de la participacin en los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo

4.1 Consideraciones generales

Las pruebas de habilitacin para participar en estos servicios de ajuste se realizarn sobre la base de los programas de entrega de energa que habrn sido previamente establecidos, para la correspondiente unidad fsica, por el sujeto titular, o por su representante correspondiente, mediante su participacin en los diferentes mercados organizados y/o a travs de contratacin bilateral con entrega fsica.

En el caso de las unidades fsicas clasificadas dentro del grupo a. del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, la provisin de los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos se deber realizar mediante la variacin de la generacin neta de la instalacin, para alcanzar el nuevo valor del programa de entrega de energa resultante de la asignacin de las ofertas presentadas para la provisin del correspondiente servicio de ajuste del sistema.

El OS utilizar las telemedidas de las entregas de energa en tiempo real de la correspondiente unidad fsica, para verificar la correcta realizacin de las pruebas.

La habilitacin como proveedor en los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo se realizar mediante la aplicacin de un nico conjunto de pruebas, determinndose para cada unidad fsica o conjunto de unidades fsicas que realizan las pruebas de manera conjunta, los valores mximos de oferta disponibles para cada uno de estos dos servicios, -regulacin terciaria y gestin de desvos generacin-consumo-, teniendo en cuenta para ello la capacidad de variacin de las entregas de energa de la unidad fsica, registrada durante las pruebas de habilitacin realizadas.

La ejecucin de las pruebas destinadas a la habilitacin de una unidad fsica o conjunto de unidades fsicas que realizan las pruebas de manera conjunta para la provisin de los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo, deber gestionarse siempre que sea posible mediante participacin en los distintos mercados organizados y/o a travs de contratacin bilateral con entrega fsica. En caso de que esto no sea posible por causas ajenas al propio sujeto titular, o a su representante, la energa necesaria para la realizacin de las pruebas de habilitacin ser programada en concepto de desvo respecto a programa.

4.2 Pruebas de evaluacin de respuesta requeridas para la habilitacin de proveedores en los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo.

Para la habilitacin de una unidad fsica, como proveedora del servicio de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo, la unidad fsica, adems de cumplir con todos los requisitos tcnicos y de comunicacin de informacin indicados en el apartado 3, deber superar con xito las pruebas especficas de habilitacin recogidas en este apartado.

Segn lo establecido en los procedimientos de operacin por los que se establecen los servicios de gestin de desvos generacin-consumo (P.O. 3.3) y de regulacin terciaria (P.O. 7.3), las unidades proveedoras del servicio de regulacin terciaria y del servicio de gestin de desvos generacin-consumo debern tener un tiempo de respuesta tal que puedan cumplir los programas de entrega de energa que le sean asignados en las correspondientes sesiones de los mercados de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo en las que hayan participado. Este tiempo mximo de respuesta est establecido en un valor de 15 minutos, en el caso del servicio de regulacin terciaria, y en el caso del servicio de gestin de desvos generacin-consumo, en un valor de 30 minutos.

Las pruebas se efectuarn en la fecha acordada entre el OS y el centro de control al que est adscrito la unidad fsica, y tanto su inicio como su desarrollo y finalizacin, estarn condicionados en todo momento al adecuado mantenimiento de las condiciones de seguridad necesarias para el correcto funcionamiento del sistema elctrico.

4.2.1 Definicin de potencia mxima.

La potencia mxima de las instalaciones incluidas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, a los efectos de este procedimiento , se define como la potencia mxima teniendo en cuenta el recurso de energa primaria disponible en las condiciones de realizacin de la prueba. Esta potencia ser la potencia mxima producible declarada al OS en virtud de los establecido en el anexo II del procedimiento de operacin de informacin intercambiada por el operador del sistema (P.O. 9).

Para el resto de instalaciones de produccin de energa elctrica a partir de fuentes de energa renovables, cogeneracin y residuos la potencia mxima ser la potencia instalada definida en el artculo 3 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

Con el fin de determinar la capacidad de regulacin y los tiempos de arranque en fro y en caliente de la unidad fsica, se llevarn a cabo las siguientes pruebas para la habilitacin de la unidad fsica como proveedora de los servicios de gestin de desvos generacin-consumo y de regulacin terciaria:

4.2.2 Prueba de rampas de respuesta frente a incremento y reduccin de potencia, y verificacin de las potencias mxima y mnima disponibles.

A los efectos de lo establecido en este apartado las referencias hechas a unidad fsica se entendern hechas a unidad fsica o conjunto de unidades fsicas que realizan las pruebas de manera conjunta.

El sujeto titular de la unidad fsica, o su correspondiente representante, deber programar, mediante su participacin en los mercados organizados y/o a travs de contratacin bilateral con entrega fsica, un perfil de generacin como el que se refleja en la grfica n 1 (opcin 1 u opcin 2), con valores iguales o inferiores a la potencia mxima definida en el apartado 4.2.1 de la unidad fsica y, en el caso de unidades fsicas de tecnologa trmica, iguales o superiores al valor de mnimo tcnico de la unidad fsica.

El centro de control al que est adscrita la unidad fsica deber comunicar al OS las horas en las que la unidad fsica ha establecido un programa de entrega de energa especficamente destinado para la realizacin de estas pruebas, as como los valores de dichos programas.

1

Se detalla a continuacin el proceso correspondiente a la opcin 1:

Comenzando en un punto de funcionamiento igual o inferior a la potencia mxima definida en el apartado 4.2.1 de la unidad fsica y, en el caso de las unidades fsicas de tecnologa trmica, igual o superior al valor de mnimo tcnico de dicha unidad fsica, la unidad fsica incrementar su produccin lo ms rpidamente posible hasta alcanzar el valor de su potencia mxima. La potencia mxima deber mantenerse al menos durante 60 minutos, salvo en el caso de las unidades fsicas clasificadas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 o b.5 del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, donde se mantendr un tiempo de, al menos, 15 minutos.

En el caso de los conjuntos de unidades fsicas, clasificadas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 b.5 del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que hayan solicitado su habilitacin de manera conjunta para participar en estos mercados, el valor de potencia mxima definida en el apartado 4.2 deber ser coherente con la telemedida enviada para el correspondiente conjunto de unidades fsicas, y que no deber ser en ningn caso inferior al 25% de la suma de las potencias instaladas del conjunto de unidades fsicas que han solicitado su habilitacin de manera conjunta para la provisin de los servicios de gestin de desvos generacin-consumo y de regulacin terciaria.

A continuacin se programar una bajada de carga hasta cero o, en caso de unidades fsicas de tecnologa trmica, el valor del mnimo tcnico de la unidad fsica. Esta bajada de carga se efectuar lo ms rpidamente posible. En el caso de instalaciones de tecnologa trmica se mantendr el valor del mnimo tcnico durante, al menos, un tiempo de 60 minutos. Para el resto de tecnologas se mantendr el valor de 0 MW durante 15 minutos.

Posteriormente, se incrementarn de nuevo las entregas de energa hasta alcanzar nuevamente la potencia mxima, momento en el que se considerar ya finalizada la prueba.

La velocidad de respuesta en todas las anteriores modificaciones de programa deber ser la ms rpida posible.

El perfil del programa de entregas de energa deber ser gestionado en los correspondientes mercados organizados y/o a travs de contratacin bilateral con entrega fsica, por parte del sujeto titular de la unidad fsica, o por su correspondiente representante, sin intervencin alguna del Operador del Sistema.

Con los resultados de las pruebas de habilitacin y mediante las telemedidas enviadas al OS por el centro de control al que est adscrita la unidad fsica, se determinarn las rampas de respuesta de la unidad fsica ante los requerimientos de modificacin de su punto de funcionamiento, en la franja de potencia comprendida entre su mnimo tcnico y su potencia mxima, definida en el apartado 4.2.1.

El valor mnimo de variacin de potencia en 15 minutos de rampa de subida y el valor mnimo de variacin de potencia en 15 minutos de rampa de bajada, registrados en esta prueba en todo el rango de potencias comprendidas entre el mnimo tcnico y la potencia mxima definida en el apartado 4.2.1, o suma de potencias mximas, se incorporarn en la Base de Datos del OS como valores de capacidad mxima de la unidad fsica en todo el rango de potencias, desde 0 MW o mnimo tcnico, segn corresponda, hasta la potencia instalada, para su participacin como proveedor en el servicio de regulacin terciaria.

El valor mnimo de variacin de potencia en 30 minutos de rampa de subida y el valor mnimo de variacin de potencia en ese mismo tiempo de rampa de bajada, registrados en esta prueba en todo el rango de potencias comprendidas entre el mnimo tcnico y la potencia mxima definida en el apartado 4.2.1, o suma de potencias mximas, se incorporarn en la Base de Datos del OS como valores de capacidad mxima de la unidad fsica en todo el rango de potencias, desde 0 MW o mnimo tcnico, segn corresponda, hasta la potencia instalada, para su participacin como proveedor en el servicio de gestin de desvos generacin-consumo.

4.2.3 Prueba para la determinacin del tiempo de arranque en fro y de los tiempos de subida de carga hasta mnimo tcnico y hasta potencia mxima.

Esta prueba deber ser realizada por todas las unidades fsicas y conjunto de unidades fsicas que realizan las pruebas de manera conjunta correspondientes a tecnologas trmicas.

A los efectos de lo establecido en este apartado las referencias hechas a unidad fsica se entendern hechas a unidad fsica o conjunto de unidades fsicas que realizan las pruebas de manera conjunta.

Para la realizacin de esta prueba ser necesario que la correspondiente unidad fsica tenga establecido un programa nulo de entrega de energa durante un periodo de al menos 8 horas consecutivas. El centro de control al que est adscrito dicha unidad fsica deber comunicar al OS el periodo de al menos 8 horas de duracin, en el que desean sea realizada la prueba de arranque en fro de la correspondiente unidad fsica.

Dentro de este periodo de 8 ms horas con programa nulo, una vez que la unidad fsica haya permanecido desacoplada de la red durante al menos 5 horas, el OS, sin previo aviso, requerir el arranque de dicha unidad fsica y comprobar los tiempos transcurridos desde la emisin de su instruccin hasta el momento en el que la instalacin comience a entregar energa a la red. El OS verificar tambin los tiempos transcurridos hasta alcanzar las entregas de energa el valor de su mnimo tcnico, primero, y el valor de su potencia mxima , despus, verificando estos tres tiempos (tiempo de arranque en fro, tiempo de subida de carga hasta el mnimo tcnico, y tiempo de subida de carga hasta la potencia mxima) con las telemedidas recibidas del centro de control al que est adscrita la correspondiente unidad fsica.

S las unidades fsicas incluidas dentro del conjunto son de tecnologa trmica y potencia inferior a 1 MW, el OS considerar como tiempo de arranque en fro el tiempo transcurrido desde la emisin de la instruccin hasta el momento en el que la potencia total entregada por la agregacin supere el valor de 1 MW y se considerar el tiempo de subida de carga hasta el mnimo tcnico como nulo.

4.2.4 Prueba para la determinacin del tiempo de arranque en caliente y de los tiempos de subida de carga hasta mnimo tcnico y hasta potencia mxima.

Esta prueba deber ser realizada por todas las unidades fsicas y conjunto de unidades fsicas que realizan las pruebas de manera conjunta correspondientes a tecnologas trmicas.

A los efectos de lo establecido en este apartado las referencias hechas a unidad fsica se entendern hechas a unidad fsica o conjunto de unidades fsicas que realizan las pruebas de manera conjunta.

Para la realizacin de esta prueba ser necesario que la unidad fsica tenga establecido un programa de produccin nulo durante un periodo de al menos 2 horas. El centro de control al que est adscrito dicha unidad fsica deber comunicar al OS el periodo especfico de al menos 2 horas de duracin, en el que deseen realizar esta prueba de determinacin del tiempo de arranque en caliente y de los tiempos de subida de carga hasta mnimo tcnico y hasta potencia mxima, para la correspondiente unidad fsica.

Dentro de este periodo de 2 o ms horas con programa nulo, antes de que la unidad fsica haya permanecido desacoplada durante 5 horas, el OS, sin previo aviso, requerir el acoplamiento de la unidad fsica correspondiente y comprobar los tiempos transcurridos desde la emisin de su instruccin hasta el momento en el que la instalacin comience a entregar energa a la red. El OS verificar tambin los tiempos transcurridos hasta alcanzar las entregas de energa el valor de su mnimo tcnico, primero, y el valor de su potencia mxima definida en el apartado 4.2.1, despus, verificando estos tres tiempos (tiempo de arranque en caliente, tiempo de subida de carga hasta el mnimo tcnico, y tiempo de subida de carga hasta la potencia mxima) con las telemedidas recibidas del centro de control al que est adscrita la correspondiente unidad fsica.

S las unidades fsicas incluidas dentro del conjunto son de tecnologa trmica y potencia inferior a 1 MW, el OS considerar como tiempo de arranque en caliente el tiempo transcurrido desde la emisin de la instruccin hasta el momento en el que la potencia total entregada por la agregacin supere el valor de 1 MW y se considerar el tiempo de subida de carga hasta el mnimo tcnico como nulo.

4.2.5 Pruebas de seguimiento de las instrucciones del operador del sistema.

A los efectos de lo establecido en este apartado las referencias hechas a unidad fsica se entendern hechas a unidad fsica o conjunto de unidades fsicas que realizan las pruebas de manera conjunta.

Estas pruebas de seguimiento de las instrucciones del OS podrn ser nicamente programadas una vez ya realizadas, y finalizadas de forma satisfactoria, las pruebas de rampas de respuesta frente a incremento y reduccin de potencia, y de verificacin de las potencias mxima y mnimo tcnico disponibles, y tambin las pruebas de determinacin del tiempo de arranque en fro, y tiempos de subida de carga hasta el mnimo tcnico y hasta potencia mxima, as como las pruebas de arranque en caliente y de subida de carga posterior hasta el mnimo tcnico y hasta potencia mxima, en los casos en los que estas ltimas pruebas sean tambin de aplicacin.

Las pruebas de seguimiento de las instrucciones del OS se realizarn dentro de una ventana temporal de 72 horas, ventana que estar especficamente destinada a la realizacin de estas pruebas de seguimiento, y que ser fijada por el Operador del Sistema, no pudiendo coincidir, ni siquiera parcialmente, con otras ventanas temporales que pudieran establecerse para la realizacin de pruebas para la habilitacin de la misma unidad fsica, o conjunto de unidades fsicas que han solicitado su habilitacin de manera conjunta, como proveedor en otro servicio de ajuste del sistema.

Para la realizacin de estas pruebas de seguimiento de las instrucciones del OS, la unidad fsica deber tener establecido un programa de entregas de energa de un valor no nulo y, en el caso de unidades fsicas de tecnologa trmica, superior al valor de su mnimo tcnico, al menos durante el 25% de las horas de la ventana temporal establecida por el OS para la realizacin de estas pruebas de seguimiento de instrucciones, de forma tal que permita al OS solicitar las reducciones e incrementos de las entregas de energa necesarios para comprobar y registrar la capacidad de provisin de los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo de dicha unidad fsica.

En el caso de las instalaciones renovables clasificadas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 o b.5 del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, la energa programada para la unidad fsica, para el periodo de 72 horas destinado a la realizacin de las pruebas de seguimiento, no podr ser inferior al 10 % del valor de su entrega mxima terica de energa, entendiendo como tal la entrega de energa que se producira si la unidad fsica funcionase de forma continua durante el tiempo de desarrollo de las pruebas a un valor igual a su potencia instalada definida en el artculo 3 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

Para el resto de unidades fsicas de produccin, el OS podr solicitar la modificacin del programa de entregas de energa de la unidad fsica con un horizonte de 24 horas, para la realizacin de las pruebas de habilitacin, respetando en todo momento las limitaciones de potencia mxima y el valor de mnimo tcnico declarados para la correspondiente unidad fsica.

Los programas de entrega de energa necesarios para la realizacin de estas pruebas los deber establecer el sujeto titular de la unidad fsica, o su correspondiente representante, siempre que sea posible mediante participacin en los mercados organizados, y/o a travs de contratacin bilateral con entrega fsica, como condicin previa para posibilitar la realizacin de las correspondientes pruebas. En el caso de que dicha programacin de energa no sea posible, por causas ajenas al propio sujeto titular, o a su representante, la energa necesaria para la realizacin de las pruebas de habilitacin ser programada en concepto de desvo respecto a programa.

La ejecucin de estas pruebas de seguimiento de las instrucciones del OS se efectuar teniendo en cuenta las necesidades del sistema elctrico, tratando en todo lo posible de que la modificacin de las entregas de energa no d lugar a desvos contrarios a las necesidades de balance del sistema elctrico en ese mismo periodo.

Con el fin de comprobar la capacidad de la unidad fsica para la provisin efectiva del servicio de gestin de desvos generacin-consumo, se llevar a cabo la siguiente prueba:

• Dentro de la ventana temporal de 72 horas, en el primer cuarto de un periodo horario, sin previo aviso, el OS solicitar telefnicamente, a travs del centro de control al que est adscrita dicha unidad fsica, una determinada reduccin o incremento de potencia que afectar a periodo horario inmediato siguiente. El sentido de la instruccin depender del punto de funcionamiento en el que se encuentre la unidad fsica, del programa de produccin para ella establecido, de la potencia mxima, y de las necesidades de energa de balance en el sistema elctrico peninsular espaol.

• El valor del nuevo punto de funcionamiento solicitado por el OS ser el equivalente a sumar o restar al programa total de la unidad fsica el valor de su capacidad de variacin de potencia en el intervalo de tiempo de 30 minutos, en rampa de subida o de bajada, segn corresponda, sin llegar a superar, en ningn caso, el valor de potencia mxima de dicha unidad fsica, a la vez que se respeta el valor de mnimo tcnico de dicha unidad fsica. En el caso de las unidades fsicas clasificadas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 o b.5 del Artculo 2 del Real Decreto 413/2014, el punto de funcionamiento solicitado por el OS no superar en ningn caso el valor de potencia mxima, de acuerdo con el recurso primario correspondiente, definida en el apartado 4.2.1.

• La unidad fsica, o el conjunto de unidades fsicas, en su caso, deber cumplir la orden solicitada por el OS en el periodo horario inmediato siguiente, con un error inferior al 10%, estando definido el valor de dicho error como la diferencia entre la energa real entregada en la hora siguiente y el nuevo valor del programa de entrega de energa asociado a la instruccin emitida por el OS, dividiendo la diferencia resultante entre el nuevo valor del programa de entrega de energa. En el caso de las unidades fsicas clasificadas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 o b.5 del Artculo 2 del Real Decreto413/2014, de 6 de junio, si el punto de funcionamiento solicitado provoca vertidos de energa primaria, al instalacin deber nicamente cumplir la orden solicitada por el OS durante 15 minutos.

• Una vez transcurrido el periodo para el cual el OS ha solicitado la modificacin de programa, la unidad fsica retomar el programa de entregas de energa que tuviera previsto.

• Posteriormente, dentro de la misma ventana temporal de 72 horas de la prueba, el OS emitir una instruccin anloga pero de sentido contrario a la instruccin anteriormente descrita, instruccin que afectar al periodo horario inmediato siguiente. La diferencia entre la energa real entregada en la hora siguiente y el nuevo valor del programa de entrega de energa asociado a esta nueva instruccin emitida por el OS, deber representar, tambin en este caso, un error inferior al 10%.

Con el fin de comprobar la capacidad de la unidad fsica para la provisin efectiva del servicio de regulacin terciaria, se llevar a cabo la siguiente prueba:

• Dentro de la ventana temporal de 72 horas, sin previo aviso, el OS solicitar telefnicamente, a travs del centro de control al que est adscrita la unidad fsica, una reduccin o un incremento de su potencia. El sentido de la instruccin depender del punto de funcionamiento en el que se encuentre la unidad fsica, del programa de produccin para ella establecido, de la potencia mxima definida en el apartado 4.2.1 y de las necesidades de energa de balance en el sistema elctrico peninsular espaol.

• El valor del nuevo punto de funcionamiento asociado a la instruccin del OS ser el equivalente a sumar o restar al programa total de la unidad fsica el valor de su capacidad de variacin de potencia en 15 minutos en rampa de subida o de bajada, segn corresponda, sin llegar a superar, en ningn caso, el valor de potencia mxima de dicha unidad fsica definida en el apartado 4.2.1. y, en el caso de unidades fsicas trmicas, respetar adems, el valor de mnimo tcnico de dicha unidad fsica. En el caso de las unidades fsicas clasificadas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 b.5 del artculo 2 del Real Decreto 413/2014 , el nuevo punto de funcionamiento asociado a la instruccin del OS no superar en ningn caso el valor de potencia mxima definida en el apartado 4.2.1.

• La unidad fsica, o el conjunto de unidades fsicas, en su caso, deber cumplir la instruccin emitida por el OS en no ms de 15 minutos, y deber mantener el nuevo punto de funcionamiento asociado a la instruccin del OS, al menos, hasta la finalizacin del periodo horario en el que se deber haber hecho efectiva la modificacin de su punto de funcionamiento a solicitud del Operador del Sistema. En el caso de las unidades fsicas clasificadas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 o b.5 del artculo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, si el punto de funcionamiento solicitado provoca vertidos de energa primaria, la instalacin deber nicamente cumplir la orden solicitada por el OS durante 15 minutos.

• Se considerar que la instruccin emitida por el OS ha sido cumplida en 15 minutos si, inmediatamente despus de pasado este tiempo desde la emisin de dicha instruccin por el OS, la entrega de energa de la correspondiente unidad fsica, o del conjunto de unidades fsicas, en su caso, es igual al nuevo valor de programa requerido para la unidad fsica, o para el conjunto de unidades fsicas, en su caso, con un margen de un 10%.

• Una vez la unidad fsica, o el conjunto de unidades fsicas, en su caso, est cumpliendo con el nuevo punto de funcionamiento asociado a la instruccin del OS, el OS podr emitir una instruccin de cancelacin de dicha instruccin antes de transcurrida una hora desde su emisin, devolviendo la unidad fsica, o el conjunto de unidades fsicas, en su caso, a su punto de funcionamiento anterior. La unidad fsica deber retomar, en ese caso, su programa previo, en no ms de 15 minutos.

• Durante el periodo de tiempo que se mantenga la instruccin emitida por el OS para la modificacin del punto de funcionamiento de la unidad fsica, o conjunto de unidades fsicas, en su caso, la diferencia entre la energa real entregada y el valor del programa correspondiente al nuevo punto de funcionamiento asociado a la instruccin del OS, deber ser inferior a un 10% en valor absoluto. La unidad fsica retomar el programa que tuviera previsto, al finalizar el periodo horario en el que se deber haber hecho efectiva la modificacin de su punto de funcionamiento a solicitud del Operador del Sistema, en caso de no haber emitido ste una cancelacin previa de la instruccin anteriormente comunicada.

• Posteriormente, dentro de la misma ventana temporal de 72 horas, el OS emitir una instruccin anloga pero de sentido contrario a la descrita en el prrafo anterior. Se considerar que la instruccin emitida por el OS ha sido cumplida en 15 minutos, si inmediatamente despus de pasado este tiempo desde la emisin de dicha instruccin por el OS, la entrega de energa de la correspondiente unidad fsica, o del conjunto de unidades fsicas, en su caso, es igual al nuevo valor de programa requerido para la unidad fsica, o para el conjunto de unidades fsicas, en su caso, con un margen de un 10%.

Pruebas de evaluacin de respuesta requeridas en el caso de modificacin de las variables de control o condiciones de la provisin de los servicios de regulacin terciaria v de gestin de desvos

Cualquier modificacin de las variables de control de la provisin de los servicios de regulacin terciaria y de gestin de desvos generacin-consumo, respecto a los valores registrados en las pruebas establecidas para la habilitacin de proveedores en estos servicios deber ser comunicada al OS a la mayor brevedad posible por el sujeto titular, o su correspondiente representante al objeto de que el OS pueda verificar los nuevos valores comunicados mediante la realizacin de las pruebas complementarias que considere oportunas a estos efectos.

No ser necesaria la realizacin nuevamente de las pruebas de habilitacin de una unidad de programacin en la que se incluya una unidad fsica de produccin que haya superado las pruebas de habilitacin de forma individual o en la que se incluyan un conjunto de unidades fsicas que cumplan las siguientes dos condiciones:

• las unidades fsicas que se incluyen en la nueva unidad de programacin han superado las pruebas de manera conjunta entre ellas y,

• todas las unidades fsicas que pasaron las pruebas de forma conjunta se incluyen en la misma unidad de programacin.

Las rampas de respuesta sern modificadas a partir de las rampas de la unidad fsica o unidades fsicas incorporadas a la unidad de programacin.

No ser tampoco necesaria la realizacin nuevamente de las pruebas de habilitacin de una unidad de programacin en la que se elimine una unidad fsica de produccin que haya superado las pruebas de forma individual o en la que se eliminen un conjunto de unidades fsicas que cumplan las siguientes dos condiciones:

• las unidades fsicas que se eliminen de la unidad de programacin han superado las pruebas de manera conjunta entre ellas y,

• todas las unidades fsicas que pasaron las pruebas de forma conjunta se eliminan de la misma unidad de programacin.

Las rampas de respuesta sern modificadas a partir de las rampas de la unidad fsica o unidades fsicas eliminadas de la unidad de programacin.

El resto de variaciones en la composicin de una Unidad de Programacin habilitada para un determinado servicio, implicar la repeticin de las pruebas de habilitacin.

En el caso que una unidad fsica no habilitada quiera pasar a ser parte de una unidad de programacin habilitada. En este caso el sujeto titular o su correspondiente representante podrn elegir hacer la prueba de manera individual a la unidad fsica no habilitada o de forma conjunta a la nueva unidad de programacin que se forma.

Análisis

  • Rango: Resolucin
  • Fecha de disposición: 18/12/2015
  • Fecha de publicación: 19/12/2015
  • Efectos desde el 20 de diciembre de 2015 o el 10 de febrero de 2016, segn los casos.
Referencias posteriores

Criterio de ordenación:

  • SE MODIFICA el apartado 2, por Resolucin de 9 de febrero de 2016 (Ref. BOE-A-2016-1321).
Referencias anteriores
  • DEJA SIN EFECTO:
    • Procedimiento P.O.7.3 y P.O.14.4, aprobado por Resolucin de 8 de mayo de 2014 (Ref. BOE-A-2014-4991).
    • Procedimiento P.O.3.1, aprobado por Resolucin de 8 de mayo de 2014 (Ref. BOE-A-2014-4891).
    • Procedimiento P.O.3.2 y P.O.3.8, aprobado por Resolucin de 1 de agosto de 2013 (Ref. BOE-A-2013-8827).
    • procedimiento P.O.9, aprobado por Resolucin de 24 de julio de 2012 (Ref. BOE-A-2012-10690).
    • Procedimientos P.O.3.3, P.O.3.7. y P.O.7.2, aprobado por Resolucin de 18 de mayo de 2009 (Ref. BOE-A-2009-8813).
    • Procedimiento P.O.14.8, aprobado por Resolucin de 28 de julio de 2008 (Ref. BOE-A-2008-13034).
  • DE CONFORMIDAD con:
    • Disposicin adicional 11 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio (Ref. BOE-A-2014-6123).
    • Art. 3.10 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre (Ref. BOE-A-2013-13645).
    • Art. 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre (Ref. BOE-A-1997-27817).
Materias
  • Comercializacin
  • Energa elctrica
  • Poltica energtica
  • Produccin de energa
  • Reglamentaciones tcnicas

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