Resolución DCOOR/DE/002/20 de Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, 10-12-2020
| Número de expediente | DCOOR/DE/002/20 |
| Fecha | 10 Diciembre 2020 |
| Actividad Económica | Energía |
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
RESOLUCIÓN POR LA QUE SE APRUEBA EL PROCEDIMIENTO DE
OPERACIÓN P.O. 9.2 INTERCAMBIO DE INFORMACIÓN EN TIEMPO REAL
CON EL OPERADOR DEL SISTEMA
Nº Expediente: DCOOR/DE/002/20
SALA DE SUPERVISIÓN REGULATORIA
Presidente
D. Ángel Torres Torres
Consejeros
D. Mariano Bacigalupo Saggese
D. Bernardo Lorenzo Almendros
D. Xabier Ormaetxea Garai
Dª. Pilar Sánchez Núñez
Secretario
D. Joaquim Hortalà i Vallvé
En Madrid, a 10 de diciembre de 2020
La Sala de la Supervisión Regulatoria, de acuerdo con la función establecida en el
artículo 7.1.b de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional
de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019 y
desarrollada a través de la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión
Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las
metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de
electricidad y la gestión de la operación del sistema, y en cumplimiento de lo
establecido en el artículo 5.1 de dicha Circular, acuerda emitir la siguiente
resolución:
ANTECEDENTES DE HECHO
Primero. La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional
de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-Ley 1/2019, en
su artículo 7, acerca de la supervisión y control en el sector eléctrico y en el sector
del gas natural, determina en su apartado primero la potestad de la Comisión
Nacional de los Mercados y la Competencia de establecer, mediante circular, las
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
metodologías relativas a la prestación de servicios de balance y de no frecuencia
del sistema eléctrico.
En fecha 2 de diciembre de 2019, se publicó en el Boletín Oficial del Estado la
Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y
la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el
funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación
del sistema.
La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador del sistema (OS)
deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación
europea. Asimismo, en su artículo 21, establece que el OS, de manera acordada
con los gestores de la red de distribución, aplicará los requisitos organizativos y
contemplará las funciones y responsabilidades relacionadas con el intercambio de
datos relativos a la seguridad del sistema entre instalaciones de generación y
demanda y gestores de la red que se determinen según lo dispuesto en el artículo
40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485, de 2 de agosto de 2017, por el que se
establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad (SO
GL).
Segundo. El artículo 6 del Reglamento (UE) 2017/1485, establece que las
propuestas relativas a las condiciones o metodologías relativas a los requisitos
organizativos, funciones y responsabilidades en relación con el intercambio de
datos sobre la seguridad de la operación, de conformidad con su artículo 40,
apartado 6, deberán ser aprobadas por todas las autoridades reguladoras de la
Unión, pudiendo un Estado miembro formular sus observaciones a la autoridad
reguladora pertinente.
El día 23 de enero de 2019 se aprobó mediante Resolución de la Comisión
Nacional de los Mercados y la Competencia la Propuesta de todos los gestores de
la red de transporte de los requisitos organizativos, funciones y responsabilidades
en relación con el intercambio de datos sobre la seguridad de la operación
(KORRR) prevista en el Reglamento (UE) 2017/1485.
En las KORRR se recogían ciertos aspectos, como el modelo de intercambio de
datos, que deberían ser determinados a nivel nacional y aprobados por la
autoridad reguladora competente.
A estos efectos, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobó
el 13 de noviembre de 2019 la Resolución por la que se aprueban las
especificaciones para la implementación nacional de la metodología prevista en el
artículo 40.6 del Reglamento (EU) 2017/1485.
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
En esta Resolución se establecía, como aspecto principal, un modelo de
intercambio de datos que otorga libertad a los centros de control de generación y
demanda de decidir a quién enviar los datos de los Usuarios Significativos de Red
(USR) conectados a la red de distribución: al OS o al Gestor de la Red de
Distribución (GRD) a cuya red el USR se conecte. En ambos casos, el envío se
realizará a través de centros de control de generación y demanda. Como
excepción a lo anterior, el envío de datos en tiempo real destinados a la
regulación secundaria requiere que, al menos, la información se envíe
directamente al OS.
Asimismo, se requería al OS la realización de los estudios pertinentes de cara a
flexibilizar los requerimientos de comunicaciones para los centros de control,
debiendo el OS presentar una propuesta de modificación de los procedimientos
de operación vigentes en un plazo de 6 meses.
En consideración de todo el desarrollo normativo de carácter nacional descrito
anteriormente se hace necesaria la elaboración del Procedimiento Operativo 9.2
(P.O. 9.2) «Intercambio de información en tiempo real con el operador del
sistema».
Tercero. El OS sometió a consulta pública, a través de su web, su propuesta
del nuevo P.0 9.2, desde el 7 de abril de 2020 hasta el 6 de mayo de 2020.
En fecha 14 de mayo de 2020 tuvo entrada en la CNMC escrito del OS, por el que
remitió propuesta del P.O. 9.2, en cumplimiento de lo establecido en la Resolución
de la CNMC del 13 de noviembre de 2019, en la que se solicitó al OS la
elaboración de una propuesta que flexibilizase los requisitos de los enlaces de
comunicaciones entre los centros de control habilitados para el intercambio de
información en tiempo real con el OS, de manera que se redujeran los costes
asociados a dicho intercambio de información. El escrito se acompañó del
documento Especificación técnica: Enlaces para el intercambio de información en
tiempo real con el OS y los comentarios de once agentes recibidos durante el
período de consulta pública del operador.
Con fecha 17 de julio de 2020, y de acuerdo con la disposición transitoria décima
de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se envió al Consejo Consultivo de Electricidad la
“Propuesta de Resolución por la que aprueba la adaptación del procedimiento de
operación 9.2 Intercambio de información en tiempo real con el operador del
sistema”
Asimismo, en fecha 17 de julio de 2020 en cumplimiento del trámite de
información pública, se publicó en la página web de la Comisión Nacional de los
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
Mercados y la Competencia la citada propuesta de resolución para que
formularan sus alegaciones antes del 15 de septiembre.
Con fecha 17 de julio 2020, fue remitida esta propuesta a la Dirección General de
Política Energética y Minas (DGPEyM) del Ministerio para la Transición Ecológica
y reto demográfico para que aportaran sus comentarios al respecto.
En el trámite de audiencia se han recibido alegaciones de:
Asociaciones:
• AELEC
• ARMIE
• ASEME
• CIDE
Empresas:
• IBERDROLA
• IGNIS ENERGÍA
• REE, como operador del sistema
Asimismo, la Dirección General de Consumo del Ministerio de Sanidad y el
Consejo de Consumidores y Usuarios han comunicado que no tienen comentarios
a la propuesta.
Con fecha 17 de septiembre de 2020, se ha recibido Informe sobre la propuesta
de P.O. 9.2 de la DGPEyM.
FUNDAMENTOS DE DERECHO
Primero. Habilitación competencial para aprobar este procedimiento
La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el OS deberá elaborar las
propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea, entre otros, en
lo relativo a la gestión de la operación del sistema.
El objetivo principal de esta propuesta de P.O. 9.2 es recoger en su contenido los
requisitos establecidos en la Propuesta de todos los gestores de la red de
transporte de los requisitos organizativos, funciones y responsabilidades en
relación con el intercambio de datos sobre la seguridad de la operación (KORRR),
y en la Resolución de la CNMC para la implementación nacional de artículo 40.6
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
Por otro lado, la Circular 3/2019, en su artículo 23, asigna a la Comisión Nacional
de los Mercados y la Competencia la función de aprobar los procedimientos de
operación derivados del desarrollo de dicha Circular.
La propuesta de este nuevo P.O. 9.2. recoge algunas de las disposiciones del
P.O. 9 actualmente en vigor relativas al intercambio de información. A este
respecto, cabe recordar que, tal y como se indicaba en el informe de la CNMC
sobre la adaptación de los Procedimientos de Operación al Real Decreto de
autoconsumo
1
, el P.O. 9 incluye contenido cuya aprobación corresponde tanto al
Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico como a la CNMC.
Por ello, resulta necesario la redacción de unos nuevos procedimientos de
operación, extractando las cuestiones derivadas del marco de la implementación
nacional del artículo 40.6 del Reglamento 2017/1485, para evitar retrasos en su
implementación y facilitar su adaptación a la normativa de aplicación. En concreto,
la propuesta del nuevo P.O.9.2 remitida por el operador del sistema incluye
información de medidas en tiempo real entre los sujetos y el operador del sistema,
y se introducen las modificaciones pertinentes, principalmente en materia de
intercambio de información, de incorporación del almacenamiento y demanda, y
de adaptación de los requisitos técnicos de conexión para los centros de control
de generación y demanda, como desarrollo de la implementación nacional del
artículo 40.6 del mencionado Reglamento. Por su parte, a la fecha de elaboración
de esta resolución, también se encuentra en tramitación el nuevo P.O. 9.1
“Intercambios de información relativos al proceso de programación”
2
, que también
consiste en una extracción de las disposiciones del actual P.O. 9.0 relativas a la
programación, quedando pendiente la elaboración de un nuevo P.O. 9.3 con el
intercambio de información de datos estructurales, y la revisión del vigente P.O.
9.0.
1
https://www.cnmc.es/sites/default/files/2749864_1.pdf. Pág 13-14.“en este P.O. se recogen los
intercambios de información necesarios para que el OS pueda llevar a cabo funciones muy
diversas como la gestión del servicio de interrumpibilidad, la gestión de los sistemas de medidas
de los sujetos, la gestión de la programación de la operación o la propia operación del sistema.
Algunas de estas funciones, como las dos primeras citadas, corresponden al ámbito competencial
del Ministerio para la Transición Ecológica, mientras que las dos segundas, al ámbito de la CNMC,
en el marco de sus competencias previstas en los artículos 5.4.c) o 18.6.d) del mencionado
Reglamento (UE) 2017/2195, y en el artículo 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485, de 2 de agosto
de 2017, por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de
electricidad.”
2
Las Condiciones relativas al Balance establecen en su artículo 30.2 un requerimiento al Operador
del Sistema para lanzar a consulta pública una propuesta de adaptación de los procedimientos de
operación. La consulta pública tuvo lugar del 23 de marzo al 30 de abril de 2020, y el 8 de junio de
2020 tuvo entrada en la CNMC la propuesta de adaptación en la que se encuentra el P.O. 9.1
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
Segundo. Resumen de la adaptación propuesta
La presente resolución, en el anexo I, contiene el procedimiento de operación
P.O. 9.2 remitido por el operador del sistema (OS) con los cambios incorporados
por la CNMC citados en esta Resolución. La propuesta recoge una modificación
del apartado 8 y del anexo IV del actual P.O. 9, Información intercambiada por el
operador del sistema.
Los cambios más relevantes introducidos por el procedimiento de operación frente
a la regulación vigente son los siguientes:
- Se incluye la definición de agrupación según el Real Decreto 413/2014.
- Se amplía el ámbito de aplicación a las instalaciones de demanda
conectadas a la red de transporte o que participen en servicios de balance
o cualquier otro servicio de respuesta de la demanda, y a las instalaciones
de almacenamiento que participen en servicios de balance o cualquier otro
servicio de respuesta de la demanda, en línea con lo establecido en la SO
GL y en las Condiciones relativas al Balance.
- Se indica la fecha de aplicación del procedimiento de operación,
estableciendo un plazo de tres años, ampliable si procede, para que los
centros de control de generación y demanda, y las instalaciones de
demanda conectadas a la red de trasporte con enlaces de comunicación
con los centros de control del OS adapten dichos enlaces a los nuevos
requisitos y especificaciones técnicas.
- Se establece la responsabilidad de los centros de control habilitados para
el intercambio de información en tiempo real con el OS de garantizar la
protección contra ciberataques, de acuerdo con la Resolución de la CNMC
para la implementación nacional de artículo 40.6 del Reglamento (UE)
2017/1485.
- Se incluye un apartado sobre la confidencialidad de la información,
adaptándolas a lo requerido por la SO GL y por la Resolución de la CNMC
para la implementación nacional de artículo 40.6 del Reglamento (UE)
2017/1485.
- Se introducen las modificaciones necesarias para implementar el modelo
de intercambio de información en tiempo real de las instalaciones y
elementos de red conectados a la red de transporte o a la red de
distribución, derivadas de la Resolución de la CNMC para la
implementación nacional de artículo 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485.
- Se modifican los requisitos técnicos de los centros de control habilitados
para el intercambio de información en tiempo real con el OS, de acuerdo
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
con la Resolución de la CNMC para la implementación nacional de artículo
40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485.
- Se establece la información en tiempo real que deberá ser remitida por el
OS a los gestores de la red de distribución, de tal forma que estos reciban
un tratamiento homólogo al del OS en cuanto al intercambio de
información.
La propuesta es compatible con las directrices establecidas en la Propuesta de
todos los gestores de la red de transporte de los requisitos organizativos,
funciones y responsabilidades en relación con el intercambio de datos sobre la
seguridad de la operación (KORRR), así como con la Resolución de la CNMC
para la implementación nacional de artículo 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485.
Tercero. Consideraciones sobre las modificaciones propuestas por la
CNMC
Tercero.1 Sobre el ámbito de aplicación del Procedimiento de Operación
La propuesta de Orden Ministerial para la implementación del artículo 40.5 de la
Directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad, remitida para
informe de la CNMC en abril de 2019, establecía el umbral a partir del cual las
instalaciones estaban obligadas a remitir al operador del sistema información
estructural, de medidas en tiempo real y programada. En concreto, fijaba el
umbral en 1 MW de potencia instalada, en caso de instalaciones de generación.
Al encontrarse dicha propuesta pendiente de aprobación
3
, el ámbito de aplicación
de la propuesta de P.O del operador del sistema hace referencia de forma
genérica a aquellas instalaciones “con obligación de envío de información en
tiempo real al OS”.
A este respecto, con el fin de aportar una mayor claridad a la disposición y evitar
la necesidad de futuras modificaciones del procedimiento de operación, en línea
con el Informe de la DGPEyM sobre la propuesta, se modifica el texto remitido por
el OS haciendo referencia explícita a los umbrales que establezca la orden
ministerial que desarrolle el contenido del artículo 40.5 del Reglamento (UE)
2017/1485. Todo ello, sin perjuicio de que, hasta la publicación de la mencionada
orden, sigan resultando de aplicación los umbrales ya recogidos en el Real
Decreto 413/2014.
3
https://www.cnmc.es/sites/default/files/2766324_4.pdf
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
Asimismo, se revisa el resto de apartados de la propuesta, donde se identificaban
los sujetos obligados a la remisión de información.
Por otra parte, en la consulta pública se ha recibido algún comentario relativo a la
pertinencia de establecer que las instalaciones de autoconsumo dentro del ámbito
de aplicación del procedimiento de operación deberían ser únicamente aquellas
que, dentro del umbral recogido por la normativa, estén obligadas al trámite de
acceso y conexión. A este respecto se indica que esta consideración debería ser
recogida en la referida orden ministerial, ya que es ahí donde se fija el alcance de
las obligaciones previstas en el Reglamento 2017/1485.
Asimismo, se ha recibido alguna alegación sobre la conveniencia de establecer el
procedimiento a seguir cuando se produzca una modificación de una agrupación
ya constituida. Al igual que en el párrafo anterior, se considera que esta
consideración debería ser recogida en la referida orden ministerial.
Tercero.2 Sobre la red observable
En la propuesta del OS se recogía, en su apartado de definiciones, el detalle
sobre la determinación del conjunto de instalaciones que componen la red
observable del OS y de los gestores de la red de distribución haciendo referencia
a la metodología para la coordinación de los análisis de seguridad de la
operación, derivada de la aplicación de la SO GL.
Dado que este aspecto está recogido en la propuesta de Orden Ministerial para la
implementación del artículo 40.5 de la Directriz sobre la gestión de la red de
transporte de electricidad, y para evitar la duplicidad de definiciones en la
normativa que complique su comprensión y aumente los trámites necesarios en
caso de modificación, y de acuerdo con el Informe de la DGPEyM, se sustituye la
definición de red observable por una referencia genérica a la mencionada Orden
Ministerial. Asimismo, se eliminan las referencias en el texto relativas a la
determinación o modificación de la red observable de los gestores de la red,
entendiendo que estas disposiciones deberían estar recogidas en la mencionada
Orden.
Tercero.3 Sobre la remisión de información de las instalaciones sin
obligación de adscripción a un centro de control
La propuesta del OS contempla, en su apartado 7 que, en el caso de
instalaciones sin obligación de adscripción a un centro de control de generación y
demanda, las telemedidas en tiempo real podrán ser transmitidas a través de los
centros de control de la empresa distribuidora, si así lo acordaran con esta, o a
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
través de un centro de control de generación y demanda habilitado para el
intercambio de información en tiempo real con el OS.
A este respecto, se considera que la utilización de los centros de control de los
gestores de la red de distribución para la remisión de la información no es
coherente con la Resolución de la CNMC para la implementación nacional del
artículo 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485, en la que se establecía que todo
intercambio de información debía realizarse a través de un centro de control de
generación y demanda
4
. En particular, en la citada Resolución se indicaba que
“Esta Sala considera adecuado que no se utilicen los centros de control de la
distribución para prestar el servicio de remisión de información al OS, en tanto
que, en la actualidad, no existe un precio regulado para poder cobrar por dicho
servicio y, su retribución queda incluida dentro de la retribución global de la
actividad de distribución. Esta situación podría suponer, en el caso de que se
produjera un desarrollo significativo de instalaciones en la red de distribución, una
situación de ventaja competitiva para los centros de control de los distribuidores
frente a los centros de control de generación-demanda.”
Por ello, se ha eliminado de la propuesta de P.O. del OS la opción de remisión
directa de información en tiempo real al centro de control de distribución,
debiendo realizarse siempre a través de un centro de control de generación y
demanda habilitado para ello.
Tercero.4 Sobre el plazo de adaptación
En la propuesta de P.O. 9.2 se establece un plazo de tres años, ampliable a
través de una solicitud de prórroga por parte de los sujetos, para la adaptación de
los centros de control y las instalaciones de demanda que tuvieran ya enlaces con
los centros de control del OS.
Algunos sujetos han alegado en el trámite de consulta del OS que, dado el calado
de los cambios a nivel de sistemas y los plazos tan extensos estimados para la
realización de las pruebas, el plazo de 3 años puede no resultar suficiente. Otros
sujetos han alegado que los centros de control que ya tuvieran establecidos
enlaces de comunicación con los sistemas informáticos del OS previa aprobación
del presente procedimiento de operación o las instalaciones de demanda
conectadas a la red de transporte que ya estuvieran remitiendo la información
directamente al centro de control del OS, deberían poder seguir operando con los
actuales sistemas de comunicaciones.
4
En la actualidad, únicamente 65 instalaciones de producción de energía (que suman una
potencia total de 150 MW) han optado por la opción de remisión de información a través de los
centros de control de las distribuidoras.
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
Esta adaptación de los sistemas de comunicación presentada por el OS responde
a una solicitud recogida en la Resolución de la CNMC para la implementación
nacional del artículo 40.6 del Reglamento (UE) 2017, en respuesta a la solicitud
realizada por los sujetos en el trámite de consulta de dicha Resolución. El objetivo
de dicha adaptación era conseguir un ahorro de costes de mantenimiento
respecto al coste de los enlaces empleados a día de hoy, no solo por el uso de
tecnologías más modernas sino también por la existencia de un mayor número de
proveedores para suministrarlas. Se entiende, por lo tanto, que la adaptación de
los sistemas de los agentes implicados supondrá una mejora en costes. Por otra
parte, el exigir la convivencia permanente del modelo vigente y del propuesto
puede suponer una redundancia y una duplicidad de los costes. En este sentido,
teniendo en cuenta que además de los 3 años, el OS prevé la posibilidad de
solicitud de prórroga en el caso de que no sea posible acometer las
modificaciones en el tiempo previsto, esta Sala considera que la propuesta del OS
es lo suficientemente amplia para facilitar la transición a los agentes.
Por otra parte, en el apartado 10.2 del P.O. se establecen nuevos requerimientos
en materia de validación de telemedidas por parte del OS. Dadas las
modificaciones necesarias en sus sistemas que el OS debe llevar a cabo para
realizar la validación de telemedida de los nuevos sujetos afectados,
principalmente la demanda y la generación convencional, se considera adecuado
incluir en el PO un plazo de adaptación de seis meses aplicable a la validación de
las telemedidas de estos nuevos sujetos.
Tercero.5 Sobre las especificaciones técnicas que acompañan al PO
La consulta pública del OS incluía el documento Especificación técnica: Enlaces
para el intercambio de información en tiempo real con el OS, que describe los
requisitos técnicos para el establecimiento de los enlaces que permiten el
intercambio de información en tiempo real entre un centro de control y el
Operador del Sistema. Este documento, que no es objeto de aprobación en esta
resolución, se entiende de relevancia para los sujetos interesados en tanto recoge
las modificaciones relativas a la solicitud de flexibilización realizada por la CNMC
en la Resolución por la que se aprueban las especificaciones para la
implementación nacional de la metodología prevista en el artículo 40.6 del
Reglamento (EU) 2017/1485. Por ello, se requiere a REE que mantenga
publicada y actualizada en su web la última versión del documento de
Especificaciones.
Tercero.6 Sobre la información que debe remitir el OS a los distribuidores
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
El P.O. 9.2 contempla que, si se cumplen ciertas circunstancias establecidas en el
documento, la información de las telemedidas pueda ser reenviada por el OS a
los gestores de la red de distribución. En cambio, en línea con lo identificado por
algunos sujetos en el trámite de audiencia del operador del sistema, no se
especifica en el documento la información del OS, que este debe enviar en tiempo
real.
A este respeto, y a tenor de los comentarios recibidos, se considera necesario
modificar la propuesta de PO incluyendo un nuevo anexo (Anexo II) que recoja la
información en tiempo real que deberá ser remitida por el OS a los gestores de la
red de distribución, de tal forma que estos reciban un tratamiento homólogo al del
OS en cuanto al intercambio de información. En particular, se recoge la
información que el OS debe enviar a los distribuidores en tiempo real sobre i)
Señalizaciones y medidas de los elementos de red e instalaciones de generación,
demanda y almacenamiento pertenecientes a su red observable y ii)
Señalizaciones y medidas de las instalaciones de generación, demanda y
almacenamiento conectadas a la red del distribuidor.
Tercero.7 Sobre la evaluación de la calidad con medidas provisionales
Otro agente argumenta que los criterios de validación de calidad de telemedidas
de potencia activa se realice en base a medidas firmes, o al menos con un
mínimo número de registros liquidables, estableciendo criterios para establecer
incumplimientos de la manera más veraz posible y de no ser así aplicando las
fórmulas de cálculo de incumplimiento cuando se disponga del cierre de medidas.
A este respecto, se considera necesario trasladar a los sujetos cuanto antes la
señal de que la calidad de las telemedidas enviadas es deficiente. Retrasar el
cálculo del incumplimiento hasta que se disponga del cierre de medidas, en el
mes m+9, supondría la posibilidad de que un sujeto acumulase defectos en la
calidad de sus telemedidas durante un periodo de tiempo demasiado prolongado.
Por ello, se considera adecuado mantener el cálculo del incumplimiento en base a
medidas provisionales, sin perjuicio de las correcciones pertinentes a realizar tras
el cierre de medidas.
Tercero.8 Sobre el control de la calidad de la telemedida de la demanda a
nivel agregado
Algunos sujetos han alegado en el trámite de consulta del operador del sistema
que no consideran necesario la remisión de información individualizada de las
energías horarias liquidables registradas en los equipos de medida de la demanda
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
para que el operador del sistema pueda realizar un control de la calidad de la
telemedida.
A este respecto, teniendo en cuenta que el Anexo I de la propuesta ya contempla
la remisión de información de telemedida con carácter agregado/agrupado, se
considera necesario incluir en el apartado 10.2 un párrafo indicando que el control
de calidad se realizará agregado cuando la información de la telemedida se remita
de forma agregada, evitándose así la remisión de información individualizada
innecesaria.
Asimismo, se incluye un mayor detalle en el anexo I del PO sobre el envío de la
información en tiempo real de las instalaciones de producción o de generación
asociada a autoconsumo para el caso de instalaciones individuales, que formen
parte de una agrupación o bien que participen en servicios de balance de manera
agregada, conforme a lo recogido en el Anexo II de la propuesta de PO 3.1
respecto a la estructuración de las unidades físicas de producción.
Tercero.9 Otras Modificaciones del Anexo I
Se han introducido las siguientes modificaciones adicionales a la indicada en el
apartado anterior sobre el Anexo I de la propuesta remitida por el OS:
- Con el objetivo de especificar todos los transformadores sujetos al intercambio
de información de la red observable del OS, se han incluido a los
transformadores de distribución en la lista de los transformadores conectados
a la red observable del OS que deben enviar información en tiempo real.
- Pese a especificarse en el título del apartado 1.4, se ha detectado la falta del
envío de la telemedida de potencia reactiva de los condensadores. Se incluye,
por tanto, esta información en el apartado correspondiente.
- Se recoge en un nuevo apartado la información de las instalaciones de
almacenamiento que el OS necesita para llevar a cabo sus funciones.
- Se unifica en un único apartado la información a intercambiar correspondiente
a las instalaciones de demanda y a las de almacenamiento, conectadas a la
red de distribución y que participen en servicios de balance o en cualquier otro
servicio de respuesta de demanda.
- Aclaración en los anexos de las casuísticas de las instalaciones de bombeo.
Asimismo, se incluyen en la información a intercambiar aspectos que no se
habían tenido en cuenta en la propuesta inicial y que se consideran
necesarios.
- Cambios menores que aportan claridad al texto y corrección de erratas.
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
Tercero.10 Sobre la entrada en vigor
La propuesta de P.O. 9.2 prevé que las instalaciones de producción y demanda, i)
con obligación de envío de información en tiempo real al OS de acuerdo a la
implementación nacional del artículo 40.5 del Reglamento (EU) 2017/1485, o ii)
que participen en servicios de balance del sistema, remitan la información de
acuerdo con unas determinadas especificaciones.
A este respecto, cabe recordar que, de acuerdo con el desarrollo del Reglamento
(UE) 2017/2195, las instalaciones de demanda deberían poder participar en estos
mercados antes del 11 de diciembre de 2020
5
.
Por otra parte, cabe recordar que esta propuesta de P.O. 9.2 viene a desarrollar lo
previsto en la Resolución de la CNMC por la que se aprueban las
especificaciones para la implementación nacional de la metodología prevista en el
artículo 40.6 del Reglamento (EU) 2017/1485. En dicha Resolución, se fijó la
fecha en la que surtiría efectos contemplando un plazo de adaptación de los
sistemas de comunicación de doce meses desde la entrada en vigor de la Orden
del Ministerio para la Transición Ecológica para la implementación del artículo
40(5) de la directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad, dado
que se estimaba una inminente aprobación de dicha Propuesta de Orden. No
obstante, a la fecha de elaboración de esta resolución, tal y como se ha indicado
anteriormente, esta Propuesta de Orden no ha sido publicada.
Dado que la propia propuesta de P.O. 9.2 ya contempla un plazo de adaptación
de tres años a los nuevos sistemas de comunicación y que no debería retrasarse
la participación de la demanda en los mercados de balance, resulta necesario
modificar el apartado segundo de la Resolución de la CNMC por la que se
aprueban las especificaciones para la implementación nacional de la metodología
prevista en el artículo 40.6 del Reglamento (EU) 2017/1485, estableciendo su
5
Las Condiciones de Balance a la que se refiere el artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/2195 de
la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance
eléctrico, f ueron aprobadas por la CNMC mediante Resolución el 11 de diciembre de 2019. El
citado Reglamento prevé un plazo para la implantación de las condiciones de balance aprobadas a
nivel nacional de 12 meses. Una de las modificaciones introducidas en estas Condici ones era la
introducción de la participación de la demanda en los mercados de balance, para lo que se
requiere la revisión de la mayor parte de los procedimientos de operación, y entre ellos, de la
aprobación y entrada en aplicación del P.O.9.2.
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
entrada en aplicación una vez surta efectos el procedimiento de operación de
desarrollo correspondiente, es decir, a la entrada en vigor de este nuevo P.O. 9.2.
Con respecto a la entrada en vigor de este P.O., se considera conveniente, como
en otras ocasiones, dejar 30 días a los sujetos para la adaptación de sus sistemas
y, con el fin de evitar que la fecha coincida con un fin de semana, se fija como
comienzo de aplicación el martes después de dicho plazo.
Adicionalmente, relativo a este aspecto, se ha modificado el punto 4. Vigencia de
la propuesta del OS, convirtiéndose en el nuevo apartado 11, relativo al plazo de
adaptación de los sujetos.
Tercero.11 Sobre revisiones que deberían abordarse en una próxima
revisión
Hibridación de plantas
El Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en
materia de energía y en otros ámbitos para reactivación económica, habilita la
posibilidad de hibridación de distintas tecnologías de generación en un mismo
punto de la red. En este sentido, pese a que el ámbito de aplicación del
procedimiento de operación 9.2 incluye tanto a las instalaciones de producción
como a las instalaciones de almacenamiento y, por tanto y pese a no
especificarse explícitamente, a las instalaciones híbridas, el OS considera
necesario establecer expresamente el criterio de envío de telemedidas de este
tipo instalaciones; en particular, considera necesario que las instalaciones
híbridas remitan información en tiempo real para la instalación en su conjunto y
desagregada para cada módulo de generación o almacenamiento.
Sobre esta propuesta, si bien la CNMC entiende que el envío de la información
desagregada de los módulos de generación que componen la instalación híbrida
puede ser relevante para que el OS reduzca la incertidumbre en sus modelos de
previsión, conozca el valor de producción real por tecnología en el sistema
peninsular y la capacidad de respuesta de la que dispone cada módulo de
generación, se considera conveniente que esta modificación se incorpore a una
próxima revisión de este P.O, una vez que se haya abordado la implantación de la
operativa de la hibridación con un enfoque más global.
Penalizaciones por incumplimiento
También cabe reseñar que las penalizaciones asociadas al incumplimiento del
envío de información en tiempo real se encuentran recogidas actualmente en el
artículo 7 Real Decreto 413/2014 y únicamente aplican a las instalaciones que
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
tienen régimen retributivo específico
6
. En este sentido, la CNMC considera
necesario abordar una revisión del esquema de penalizaciones, estableciendo
criterios homogéneos para todos los sujetos obligados al envío de información,
independientemente de si se encuentran acogidas o no a un determinado
esquema de apoyo. De otra forma, se llegaría a una situación en la que las
instalaciones renovables bajo el régimen retributivo específico pudieran ser
penalizadas y no lo estuvieran aquellas que se encuentren bajo otro marco de
apoyo o que carecieran de él.
Por ello, se solicita al OS que aborde el análisis de las penalizaciones por
incumplimiento de información en tiempo real y realice una propuesta para su
incorporación a la normativa.
Calidad de la telemedida
Se han recibido alegaciones sobre el apartado 10.2 respecto al criterio de
validación de la calidad de las telemedidas de potencia activa recibidas en tiempo
real. Unas indican que es posible que la medida de contraste no esté recogida en
concentradores correctamente o que toda ella no sea liquidable en el momento de
la validación de la telemedida; otras solicitan la revisión los criterios de aplicación
y validación a los flags de validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en
los centros de control del OS.
Estas cuestiones deberían abordarse en coordinación con la revisión de aquellos
P.Os donde se utilicen las telemedidas para controlar y verificar la prestación de
los servicios como el servicio de control de tensión, en tramitación a la fecha de
elaboración de esta resolución, por lo que se solicita al OS que realice un análisis
de los criterios de validación de las telemedidas para su incorporación en una
próxima revisión del P.O.
La presente resolución, en el anexo I, contiene el procedimiento de operación
P.O. 9.2 remitido por el OS junto con los cambios introducidos de acuerdo con las
consideraciones anteriores.
Vistos los antecedentes de hecho y fundamentos de derecho, la Sala de
Supervisión Regulatoria de la CNMC,
6
Artículo 7.d) “[…] El cumplimiento de las obligaciones previstas en los apartados c) y d)
[telemedida y telecontrol] de este artículo, será condición necesaria para la percepción del régimen
retributivo específico, y deberá ser acreditado ante el organismo encargado de realizar la
liquidación. “
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
RESUELVE
Primero. Aprobar el procedimiento de operación 9.2 Intercambio de información
en tiempo real con el operador del sistema, que se incluye en el anexo a la
presente resolución.
Segundo. Requerir al Operador del Sistema la publicación y mantenimiento en su
página web de la versión más actualizada del documento Especificación técnica:
Enlaces para el intercambio de información en tiempo real con el OS, así como la
realización de una propuesta revisando los criterios de validación de la calidad de
la telemedida, las penalizaciones por incumplimiento del envío de la información y
el modelo operativo de la hibridación.
Tercero. Modificar el apartado segundo de la Resolución de la CNMC, de 13 de
noviembre de 2019, por la que se aprueban las especificaciones para la
implementación nacional de la metodología prevista en el artículo 40.6 del
Reglamento (EU) 2017/1485, que queda redactado del modo siguiente: “Estas
Especificaciones resultarán de aplicación una vez surta efectos el procedimiento
de operación que las desarrolle”.
Cuarto. La presente resolución surtirá efectos el martes siguiente a los treinta
días naturales de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado», sujeto a la
adaptación a los nuevos requisitos y especificaciones tecnológicas.
DCOOR/DE/002/20
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
Página 1 de 13
ANEXO. Propuesta de P.O. 9.2. “Intercambio de información en tiempo real
con el operador del sistema”
P.O. 9.2 Intercambio de información en tiempo real con el operador del sistema
1. Objeto.
Constituye el objeto de este procedimiento de operación:
1. La definición de la información en tiempo real que debe intercambiar el
operador del sistema (OS) con el resto de sujetos del sistema eléctrico
peninsular para el cumplimiento de sus funciones y obligaciones, sin perjuicio
de lo dispuesto en cualquier otra normativa de aplicación.
2. El establecimiento de los procedimientos y plazos de intercambio de la
información en tiempo real, aplicables tanto al OS como al resto de los
sujetos del sistema eléctrico peninsular.
3. La definición de los criterios y mecanismos para el tratamiento de la
información en tiempo real gestionada por el OS.
4. El establecimiento de los requisitos técnicos de los centros de control
habilitados para el intercambio de información en tiempo real con el OS.
5. La definición de los criterios de validación de la calidad de la telemedida de
la potencia activa en tiempo real.
2. Definiciones.
Red observable del OS: conjunto de instalaciones y elementos de las redes de
transporte y distribución que se determinarán según lo establecido en la Propuesta de
Orden por la que se implementa el artículo 40.5 del Reglamento (EU) 2017/1485.
Red observable del gestor de la red de distribución: conjunto de instalaciones y
elementos de red cuya topología y variables de control deban ser conocidas en tiempo
real por dicho gestor para operar de manera adecuada su red, y para efectuar con la
suficiente precisión los estudios de seguridad en todos los horizontes temporales. La
determinación de la red observable del gestor de la red de distribución se realizará
según lo establecido en la Propuesta de Orden por la que se implementa el artículo 40.5
Agrupación: Conjunto de instalaciones que cumplen con los requisitos recogidos en el
3. Ámbito de aplicación.
El presente procedimiento de operación es de aplicación a los titulares o representantes
de:
a) Instalaciones de producción e instalaciones de generación asociada a
autoconsumo o agrupaciones de las mismas, con potencia instalada superior al
umbral previsto en la normativa vigente o al umbral, una vez que se establezca,
en la normativa de implementación nacional del artículo 40.5 del Reglamento
(EU) 2017/1485, o que participen en servicios de balance del sistema.
b) Instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte o que participen en
servicios de balance del sistema o en cualquier otro servicio de respuesta de
demanda.
c) Instalaciones de almacenamiento (tanto instalaciones de bombeo como otros
almacenamientos) con potencia instalada superior al umbral que se establezca
en la normativa de implementación nacional del artículo 40.5 del Reglamento
(EU) 2017/1485, o que participen en servicios de balance del sistema o en
cualquier otro servicio de respuesta de demanda.
d) Elementos de la red de transporte y elementos de la red observable del OS.
e) Centros de control de generación y demanda y centros de control del distribuidor
que establezcan canales de intercambio de información en tiempo real con los
sistemas informáticos de los centros de control del OS.
4. Responsabilidades.
Los sujetos a los que se refiere el apartado 3, puntos a), b) y c), deberán enviar la
información en tiempo real a un centro de control de generación y demanda de su libre
elección. Este centro de control deberá enviar dicha información en tiempo real recibida
al OS y/o al Gestor de la Red de Distribución (GRD) a cuya red el sujeto se conecte, a
excepción de los titulares o representantes de instalaciones integradas en una zona de
regulación, en cuyo caso, su centro de control será el despacho propietario de la zona
de regulación y deberá enviar la información en tiempo real directamente al OS y,
potestativamente, al centro de control del gestor de la red de distribución a cuya red se
conecte la instalación.
Los sujetos anteriores deberán remitir de forma individualizada o, en su caso, agregada,
toda la información en tiempo real especificada en el Anexo I del presente
procedimiento, y serán responsables de hacer llegar al OS cualquier posible
actualización de la información previamente comunicada, con el único retardo del
protocolo de comunicación. Dichos sujetos serán responsables de depositar en los
propios sistemas de información del OS la información que deban intercambiar con este
último, así como de proveer los mecanismos de comunicación necesarios y hacerse
cargo de sus costes.
Los propietarios de las instalaciones o de los elementos de red conectados o
pertenecientes a la red de transporte o a la red observable del OS, a los que sea de
aplicación el presente procedimiento, suministrarán la información en tiempo real
necesaria de los elementos de su propiedad con la calidad requerida.
Para realizar el intercambio de información en tiempo real, los centros de control de
generación y demanda podrán ser propios o de terceros. Cada instalación deberá estar
asociada a un único centro de control.
Tanto los centros de control del OS como los centros de control habilitados para el
intercambio de información en tiempo real con el OS serán responsables de garantizar
la protección contra ciberataques desde sus centros de control.
El OS transmitirá a los sujetos la información de la que puedan disponer conforme a lo
indicado en este procedimiento. El contenido de dicha información, así como los medios
y plazos, serán los establecidos en el presente procedimiento.
5. Carácter de la información.
La información en tiempo real enviada por los sujetos a los que se refiere el apartado 3,
será tratada conforme a los siguientes criterios generales:
a) Se considera información confidencial aquélla de la que solo dispone el sujeto
titular de la información generada, y que no puede ser difundida a otros sujetos
ni a terceros sin previa autorización expresa por parte del sujeto titular de la
información o, en su caso, transcurridos los plazos y en la forma y condiciones
previstos en la normativa aplicable.
Al amparo de lo previsto en el Artículo 12(4) del Reglamento (UE) 2017/1485,
las personas, sujetos, organismos y administraciones que reciban dicha
información mantendrán la confidencialidad de la información recibida y
únicamente podrán utilizarla a efectos del desempeño de sus funciones,
conforme a la normativa aplicable.
b) Se considera información de carácter público aquélla que puede ser difundida
tanto a otros sujetos como a terceros, en la forma y condiciones previstos en el
presente procedimiento de operación.
No obstante, podrán disponer de toda la información la Dirección General de Política
Energética y Minas y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
En caso de que el OS o un gestor de la red de distribución necesite comunicar
información confidencial a un tercero para el cumplimiento de sus funciones y
obligaciones, será necesaria previamente la firma de un acuerdo de confidencialidad
entre el receptor de la información y el OS o el gestor de la red de distribución que
establezca, entre otros aspectos, el uso exclusivo de la información para los fines
acordados, minimizando, en todo caso, el volumen de información transmitida.
De acuerdo con estos criterios generales, aplicarán las condiciones particulares que
para cada tipo o grupo de información se reflejan en el presente procedimiento.
Los sujetos podrán tener acceso a la información por ellos aportada.
6. Mecanismos de intercambio de información en tiempo real con el OS.
La información en tiempo real relativa a los sujetos a los que se refiere el apartado 3,
puntos a), b) y c), deberá ser facilitada al OS a través de un centro de control de
generación y demanda de su libre elección, que la pondrá a disposición del OS a través
de una de las siguientes vías:
a) Mediante el envío de información en tiempo real directamente al OS, a través de
los canales de comunicación establecidos entre los sistemas informáticos del
centro de control de generación y demanda y los de los centros de control del
OS.
b) Mediante el envío de información en tiempo real al OS desde el centro de control
del gestor de la red de distribución a cuya red se conecte la instalación, en el
caso de que el centro de control de generación y demanda haya optado por
transmitir la información a través del distribuidor. Dicho centro de control del
gestor de la red de distribución deberá enviar la información en tiempo real de la
instalación al centro de control del OS, a través de los canales de comunicación
establecidos entre los sistemas informáticos de ambos.
El envío de información de instrucciones y consignas del OS a las instalaciones se
realizará utilizando los mismos canales de comunicación que se hayan establecido para
el envío de información en tiempo real de la instalación al OS.
En el caso de instalaciones sin obligación de adscripción a un centro de control de
generación y demanda que se encuentren en el ámbito de aplicación de este
procedimiento de operación, las telemedidas en tiempo real deberán ser transmitidas a
través de un centro de control de generación y demanda habilitado para el intercambio
de información en tiempo real, al OS y/o al Gestor de la Red de Distribución (GRD) a
cuya red el sujeto se conecte.
7. Detalle de la información.
7.1. Información en tiempo real facilitada al OS
La información en tiempo real que los sujetos con obligación de envío de información en
tiempo real al OS deben facilitar al OS se especifica en el Anexo I del presente
procedimiento, sin perjuicio de lo dispuesto en cualquier otra normativa de aplicación.
En este anexo, se entiende por posición el conjunto de los elementos y protecciones
asociados a línea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son
precisos para su maniobra y operación.
El estado (abierto/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dará mediante 2 bits.
El resto de las señales se dará con uno solo.
En cuanto a la forma de captación de las señales se han tenido en cuenta las siguientes
consideraciones:
a) Bajo el epígrafe de transformadores se consideran también los de grupos y los
de consumo.
b) Se ha realizado la siguiente clasificación de la información a captar:
1. Señalizaciones: Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de
dispositivos que no constituyen anomalías o estados de mal funcionamiento.
Se incluyen aquí los estados topológicos de la red (estados abierto/cerrado
de interruptores y seccionadores).
2. Medidas: Incluye las medidas analógicas o digitales para magnitudes
numéricas discretas de la instalación (p.ej. indicación de tomas de
transformadores).
7.2. Información en tiempo real facilitada por el OS
De acuerdo con el contenido previsto en el anexo II, cada gestor de la red de distribución
recibirá a través del operador del sistema, cuando no se le haya remitido directamente
a él, la información de telemedidas en tiempo real disponible correspondientes a:
• Sujetos a los que se refiere el apartado 3, puntos a), b) y c), conectadas a la red
de distribución bajo su gestión o a su red observable.
• La señalización de los elementos de la red de transporte pertenecientes a su red
observable y de los elementos de la red de distribución, con obligación de envío
de información en tiempo real al OS, pertenecientes a la red observable del gestor
de la red de distribución.
A solicitud de los distribuidores, el OS les facilitará la información relativa a la adscripción
a centros de control de las instalaciones conectadas a la red bajo su gestión o a la red
observable por cada distribuidor.
Los propietarios de las instalaciones conectadas a la red de transporte podrán solicitar
al OS la información en tiempo real relativa a los elementos de red en servicio en su
punto de conexión.
Los titulares de una zona de regulación, o sus representantes, podrán solicitar al OS la
información en tiempo real relativa al signo de la magnitud PRR de su zona de
regulación, según se recoge en el PO 7.2.
8. Plazos de provisión de la información y publicación.
La información se enviará en tiempo real tan pronto como sea captada por los elementos
de medición.
La periodicidad de la información a intercambiar para los datos de regulación secundaria
será igual o inferior al ciclo del regulador maestro. El resto de la información en tiempo
real será intercambiado con una periodicidad a determinar por el OS con cada sujeto, y
en ningún caso superará los 12 segundos.
9. Sistemas de información
El OS dispondrá de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Tiempo Real para
la identificación y gestión de las telemedidas en tiempo real recibidas.
En la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real se recibirá la información estructural
necesaria para la correcta identificación de las telemedidas de las instalaciones, así
como el unifilar de la instalación con la codificación de la empresa
1
. La solicitud de alta
o modificación de esta información en tiempo real por parte de los centros de control se
enviará al OS al menos 15 días antes de la fecha en la cual el alta o modificación debe
quedar implementada en la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real.
10. Requisitos técnicos.
10.1. Requisitos técnicos de los centros de control habilitados para el intercambio de
información en tiempo real con el OS.
La información en tiempo real relativa a las instalaciones y elementos de red a los que
les sea de aplicación el presente procedimiento, deberá ser captada por medios propios
y facilitada al OS a través de los enlaces establecidos entre los sistemas informáticos
del OS y los del centro de control de generación y demanda o entre los sistemas
informáticos de los centros de control del OS y los del centro de control del gestor de la
red de distribución. En el caso de instalaciones integradas en una zona de regulación,
el centro de control de generación y demanda al que estén adscritas deberá disponer
de enlaces de comunicación ordenador-ordenador directamente con los sistemas
informáticos de los centros de control del OS.
Para llevar a cabo dicho intercambio de información, el centro de control que se
comunique con el OS establecerá con cada uno de los sistemas informáticos de los
centros de control del OS (Principal y Respaldo) comunicaciones redundantes e
independientes entre sí, que deberán dedicarse exclusivamente al intercambio de esta
información. Las líneas de telecomunicaciones redundantes se entregarán al OS en los
puntos de entrega designados por este último, y deberán de estar securizadas y
aisladas totalmente de internet.
El protocolo estándar de comunicaciones a emplear por el centro de control para el
intercambio de información en tiempo real con los centros de control del OS será el
establecido por éste último. El OS facilitará en todo momento las direcciones físicas
donde se encuentren los puntos de entrega de las líneas de comunicación asociadas a
los sistemas informáticos de los centros de control del OS. Asimismo, el OS indicará las
normas y procedimientos aplicables a los equipos, medios y conexiones físicas a instalar
en los puntos de entrega, indicando a su vez el punto frontera que delimita la
responsabilidad del OS y la del centro de control.
El OS pondrá a disposición de los centros de control la información técnica adicional
que desarrolla las especificaciones establecidas por el OS conforme a los párrafos
anteriores, a través del documento de Especificación técnica: Enlaces para el
intercambio de información en tiempo real con el OS.
Un centro de control no podrá compartir con otro centro de control su sistema de control,
ni las comunicaciones con el OS, ni el personal que constituya el turno cerrado de
operación. El turno de operación estará físicamente en la dirección postal comunicada
por el centro de control al OS. Cada centro de control tendrá una única localización física
1
Entendiendo como tal los códigos propios de cada empresa para nombrar a los interruptores y
seccionadores de su propiedad.
y la capacidad de interlocución con el OS para todas las instalaciones adscritas a él,
pudiendo contar con otras ubicaciones de respaldo.
El centro de control deberá superar las pruebas establecidas por el operador del sistema
incluyendo pruebas de control de producción con bajada real de producción en al menos
una instalación. La no superación de estas pruebas conllevará la denegación de la
constitución de un centro de control.
El operador del sistema podrá verificar en cualquier momento la capacidad de los
centros de control y los requisitos recogidos en la normativa. Si de dicha verificación se
derivara la anulación de esta condición a un centro de control ya constituido, el operador
del sistema informará a la CNMC quien resolverá el conflicto técnico planteado.
10.2. Criterios de validación de calidad de telemedidas de potencia activa recibidas
en tiempo real:
La información a enviar al OS deberá tener una calidad mínima para considerar el
cumplimiento de los requisitos de envío de telemedidas en tiempo real establecidos.
De forma general la determinación de la validez de las telemedidas de tiempo real
recibidas en los centros de control del OS se realizará mensualmente determinando su
desviación con respecto al acumulado mensual de las energías horarias liquidables
registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento
unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, en adelante equipos de medida
horaria.
Se define para una instalación/agrupación:
• Telemedida horaria integrada para la hora h (THIh): Es la integral horaria de las
telemedidas de potencia Activa Saliente o Entrante recibidas en tiempo real por
el OS durante la hora h, y representa, por tanto, la energía producida o
consumida, respectivamente, por la instalación/agrupación en la hora h calculada
a partir de las telemedidas en tiempo real. En el cálculo de la telemedida horaria
integrada, si durante algún periodo esta telemedida no se renovara, se
considerará en la integral el último valor válido.
• Energía horaria registrada para la hora h (EHRh): Es la energía horaria registrada
por los equipos de medida horaria calculada como la «energía exportada» Activa
Saliente o la «energía consumida» Activa Entrante en el punto frontera de la
instalación según el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema
eléctrico.
• Horas totales (H): Conjunto total de las horas del mes m.
• Horas registradas (I): Subconjunto de las horas del mes m en las que se dispone
para la instalación/agrupación de medida de energía horaria liquidable registrada.
El OS considerará que la calidad de las telemedidas del mes m para una determinada
instalación/agrupación es válida solo si se cumplen todas y cada una de las siguientes
condiciones:
|100| ≤ 10
∑∀𝑖𝜖𝐼 𝐸𝐻𝑅𝑖
𝐼
∗100 ≥ 10
𝐻
Para cada periodo de liquidación contemplado en los Procedimientos de Operación de
Medidas, el OS publicará la telemedida horaria integrada a los centros de control de
generación y los incumplimientos en la validación de la calidad de las telemedidas de
potencia o si no se cumplen las condiciones para la validación a los representantes y a
los centros de control de las instalaciones de las mismas a través de SIMEL. Asimismo,
informará a la CNMC para los efectos oportunos si durante tres meses continuados se
producen estos incumplimientos.
En el caso particular de las instalaciones en régimen de autoconsumo con obligación de
enviar telemedidas al operador del sistema de forma individual, la determinación de la
validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se
realizará determinando su desviación con respecto al acumulado mensual de las
energías netas generadas registradas en los equipos de medida, cuando existan, que
cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema
eléctrico. Las condiciones para considerar válida la calidad de la telemedida serán las
mismas que para el resto de instalaciones.
En el caso de instalaciones que envíen la información de telemedida de forma agregada,
la validación de la calidad se realizará también de forma agregada.
Adicionalmente el OS podrá realizar las comprobaciones que estime convenientes y
estén a su alcance para asegurar que las telemedidas enviadas se corresponden con el
perfil de las producciones o consumos realmente realizados. En el caso de identificar, a
criterio del OS, una manipulación fraudulenta de las telemedidas enviadas, esta
situación se pondrá en conocimiento de la CNMC para los efectos oportunos.
11. Plazo de adaptación
Los centros de control que ya tuvieran establecidos enlaces de comunicación con los
sistemas informáticos del OS, las instalaciones de generación y las instalaciones de
demanda conectadas a la red de transporte que ya intercambiaran información en
tiempo real con el OS y las instalaciones de generación que remitían información a
través de los centros de control de distribución, anteriormente a la entrada en vigor del
presente procedimiento de operación, deberán adaptarse a los nuevos requisitos
técnicos aquí descritos y a las especificaciones técnicas que desarrollan dichos
requisitos, disponiendo de un periodo de adaptación no superior a 3 años tras la entrada
en vigor del presente procedimiento.
En el caso de que algún centro de control necesite un plazo superior a 3 años para llevar
a cabo esta adaptación, deberá solicitar formalmente al OS y por escrito una prórroga,
justificando las causas de necesidad de la misma.
El OS dispondrá de un plazo de seis meses para adaptar sus sistemas a las nuevas
obligaciones en materia de validación de telemedidas aplicables a la demanda y a la
generación convencional, de acuerdo con lo establecido en el apartado 10.2.
ANEXO I
Información a enviar al operador del sistema en tiempo real
El objeto de este documento es determinar la información que debe ser enviada en
tiempo real al operador del sistema para el adecuado ejercicio de sus funciones
1. Información de la red de transporte y de la red observable del OS que se enviará al
OS en tiempo real.
1.1. Interruptores
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores.
o En elementos de la red de transporte y de conexión con la red de
transporte, actuación de fallo de interruptor.
1.2. Seccionadores
• Señalizaciones
o Posición de los seccionadores.
1.3. Líneas
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores
o Posición de los seccionadores
o En elementos de la red de transporte y de conexión con la red de
transporte, disparo del sistema de protección primaria o secundaria.
• Medidas
o Potencia activa (MW).
o Potencia reactiva (MVAr).
1.4. Transformadores (incluye transporte, distribución, generación y consumo),
reactancias y condensadores
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores
o Posición de los seccionadores
o Control automático de tensión (sólo transformadores)
o En elementos de la red de transporte y de conexión con la red de
transporte:
▪ Actuación de protecciones que permiten prueba inmediata.
▪ Actuación de protecciones que permiten prueba al cabo de un
tiempo.
▪ Actuación de protecciones que no permiten pruebas.
• Medidas
o Potencia activa primario de transformador (MW)
o Potencia reactiva primario de transformador (MVAr)
o Potencia activa secundario de transformador (MW)
o Potencia reactiva secundario de transformador (MVAr)
o Potencia activa terciario de transformador (MW)
o Potencia reactiva terciario de transformador (MVAr)
o Toma del regulador en carga (sólo transformadores)
o Posición del regulador en vacío (si existe y sólo transformadores)
o Potencia reactiva en reactancias y condensadores (MVAr)
1.5. Acoplamiento de barras
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores
o Posición de los seccionadores
o Actuación de protecciones en subestaciones de la red de transporte
• Medidas
o Potencia activa (MW)
o Potencia reactiva (MVAr)
1.6. Barras
• Medidas
o Tensión por sección de barra (kV)
o Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz)
2. Información de las instalaciones de producción, instalaciones de generación
asociada a autoconsumo e instalaciones de bombeo que se enviará al OS en tiempo
real.
Las instalaciones a los que se refiere el apartado 3.a y a las instalaciones de bombeo
incluidas en el apartado 3.c, de este P.O. enviarán telemedidas en tiempo real siguiendo
los siguientes criterios:
a) Cada instalación de potencia instalada superior al umbral establecido, de manera
individual.
b) Dentro de una misma agrupación, cada uno de los conjuntos de instalaciones de
potencia instalada inferior o igual al umbral establecido, que cuenten con el
mismo tipo de producción, participante en el mercado (PM) y sujeto de
liquidación responsable del balance (BRP), y siempre que la suma de las
potencias instaladas de todo el conjunto de instalaciones sea superior al umbral
establecido.
c) Cada uno de los conjuntos de instalaciones de potencia instalada inferior o igual
al umbral establecido que participen en servicios de balance a través de una
unidad física agregadora conforme al PO 3.1, por participante de mercado (PM)
y sujeto de liquidación responsable del balance (BRP).
d) Cada una de las agrupaciones de potencia instalada superior al umbral
establecido, cuya telemedida no deberá incluir aquélla correspondiente a
instalaciones de la agrupación ya contempladas en los casos a), b) o c)
anteriores.
En el caso de instalaciones con autoconsumo, el titular de la instalación de generación
deberá remitir la información del presente apartado que le sea de aplicación.
Adicionalmente, el titular de la instalación de demanda deberá remitir la información
establecida en los apartados 3 o 5 del presente Anexo, según le sea de aplicación.
2.1. Grupos habilitados para participar en el servicio de regulación secundaria
• Señalizaciones
o Estado local/remoto de regulación secundaria del grupo
o Tipo de regulación secundaria, control/no control
2.2. Grupos térmicos de potencia neta superior a 50 MW o conectados a la red de
transporte
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores de grupo
• Medidas
o Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW)
o Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr)
o Potencia activa en baja del transformador de máquina (MW)
o Potencia reactiva en baja del transformador de máquina (MVAr)
o Tensión en alta del transformador de máquina (kV)
o Tensión en baja del transformador de máquina (kV)
2.3. Resto de instalaciones de potencia instalada superior a 50 MW o conectadas a
la red de transporte
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores de grupo
• Medidas
o Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW)
o Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr)
o Medida de tensión en barras de central (kV)
o En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3,
b.4 y b.5 del artículo 2 del RD 413/2014:
▪ Potencia máxima producible en las condiciones actuales (MW).
▪ Producción horaria esperada en la hora h+1, h+2, h+3 y h+4 con
actualización horaria (MWh).
2.4. Instalaciones de potencia instalada no superior a 50 MW y con obligación de
adscripción a un centro de control de generación y demanda
• Señalizaciones
o Estado de conexión de la instalación con la red de distribución o de
transporte
• Medidas
o Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalación,
descontando los consumos propios de las unidades de generación
o Potencia reactiva producida/absorbida (MVAr) por el conjunto de la
instalación, descontando los consumos propios de las unidades de
generación
o Medida de tensión en barras de central (kV)
o En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3,
b.4 y b.5 del artículo 2 del RD 413/2014:
▪ Potencia máxima producible en las condiciones actuales (MW).
▪ Producción horaria esperada en la hora h+1, h+2, h+3 y h+4 con
actualización horaria (MWh).
o En el caso de agregaciones de instalaciones de potencia instalada
inferior o igual al umbral establecido que participen en servicios de
balance del sistema, sólo se requerirá la potencia activa producida (MW)
por el conjunto de instalaciones, descontando los consumos propios de
las unidades de generación
2.5. Resto de instalaciones con obligación de envío de telemedidas en tiempo real
• Medidas
o Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalación,
descontando los consumos propios de las unidades de generación.
o En caso de que a la instalación le sean de aplicación los requisitos
técnicos definidos en la orden TED/749/2020 para la implementación
nacional del Reglamento (UE) 2016/631:
▪ Potencia reactiva producida/absorbida (MVAr) por el conjunto de la
instalación, descontando los consumos propios de las unidades de
generación.
3. Información de las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte
En el caso de instalaciones con autoconsumo, el titular de la instalación de demanda
deberá remitir la información establecida en el presente apartado, si le es de aplicación.
Adicionalmente, el titular de la instalación de generación deberá aportar la información
establecida en el apartado 2 del presente Anexo.
En el caso de instalaciones de demanda con una instalación de generación asociada, la
potencia activa (MW) y potencia reactiva (MVAr) a la que hacen referencia los siguientes
subapartados deberá exceptuar los consumos asociados exclusivamente a las unidades
de generación.
3.1. Interruptores
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores
o En elementos de conexión con la red de transporte, actuación de fallo de
interruptor.
3.2. Seccionadores
• Señalizaciones
o Posición de los seccionadores.
3.3. Líneas
• Señalizaciones
o En elementos de conexión con la red de transporte, disparo del sistema
de protección primaria o secundaria.
• Medidas
o Potencia activa (MW)
o Potencia reactiva (MVAr)
o Tensión en el punto de conexión (kV)
3.4. Transformadores
• Señalizaciones
o Control automático de tensión (sólo transformadores).
o En elementos de conexión con la red de transporte:
▪ Actuación de protecciones que permiten prueba inmediata.
▪ Actuación de protecciones que permiten prueba al cabo de un
tiempo.
▪ Actuación de protecciones que no permiten pruebas.
• Medidas
o Potencia activa primario de transformador (MW)
o Potencia reactiva primario de transformador (MVAr)
o Potencia activa secundario de transformador (MW)
o Potencia reactiva secundario de transformador (MVAr)
o Potencia activa terciario de transformador (MW)
o Potencia reactiva terciario de transformador (MVAr)
o Toma del regulador en carga (sólo transformadores)
o Posición del regulador en vacío (si existe y sólo transformadores)
o Tensión primario del transformador (kV)
o Tensión secundario del transformador (kV)
4. Información de instalaciones de almacenamiento del apartado 3.c de este P.O que no
sean instalaciones de bombeo con potencia instalada superior al umbral previsto en la
normativa vigente o al umbral que se establezca para las instalaciones de generación
en la normativa de implementación nacional del artículo 40.5 del Reglamento (EU)
2017/1485.
4.1. Instalaciones de almacenamiento conectadas a la red de transporte:
• Interruptores
o Señalizaciones
▪ Posición de los interruptores
▪ En elementos de conexión con la red de transporte, actuación de
fallo de interruptor.
• Seccionadores
o Señalizaciones
▪ Posición de los seccionadores.
• Líneas
o Señalizaciones
▪ En elementos de conexión con la red de transporte, disparo del
sistema de protección primaria o secundaria.
o Medidas
▪ Potencia activa (MW)
▪ Potencia reactiva (MVAr)
▪ Tensión en el punto de conexión (kV)
▪ Medida del estado de la carga de la instalación (porcentaje respecto
a su capacidad máxima)
• Transformadores
o Señalizaciones
▪ Control automático de tensión (sólo transformadores).
▪ En elementos de conexión con la red de transporte:
- Actuación de protecciones que permiten prueba inmediata.
- Actuación de protecciones que permiten prueba al cabo de un
tiempo.
- Actuación de protecciones que no permiten pruebas.
o 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 (sólo transformadores)
▪ Posición del regulador en vacío (si existe y sólo transformadores)
▪ Tensión primario del transformador (kV)
▪ Tensión secundario del transformador (kV)
Se suministrará además la medida del estado de carga de la instalación (porcentaje
respecto a su capacidad máxima).
4.2. Instalaciones de almacenamiento conectadas a la red de distribución:
• Señalizaciones
o Estado de conexión de la instalación con la red de distribución.
• Medidas
o Potencia activa (MW)
o Potencia reactiva (MVAr)
o La medida del estado de carga de la instalación (porcentaje respecto a
su capacidad máxima)
5. Información de las instalaciones de demanda o agregaciones de las mismas conectadas
a la red de distribución y que participen en servicios de balance o en cualquier otro
servicio de respuesta de demanda e instalaciones de almacenamiento o agregaciones
de las mismas, que no sean instalaciones de bombeo, con potencia instalada inferior o
igual al umbral previsto en la normativa vigente o que se establezca para las
instalaciones de generación en la normativa de implementación nacional del artículo
40.5 del Reglamento (EU) 2017/1485 y que participen en servicios de balance o en
cualquier otro servicio de respuesta de demanda.
En el caso de instalaciones con autoconsumo, el titular de la instalación de demanda
deberá remitir la información establecida en el presente apartado, si le es de aplicación.
Adicionalmente, el titular de la instalación de generación deberá aportar la información
establecida en el apartado 2 del presente Anexo.
• Señalizaciones
o Estado de conexión de la instalación con la red de transporte o la red de
distribución, para el caso de instalaciones individuales.
• Medidas
o Potencia activa (MW)
o Potencia reactiva (MVAr), en el caso de instalaciones individuales.
o En el caso de instalaciones de almacenamiento, la medida del estado de
carga de la instalación (porcentaje respecto a su capacidad máxima).
En el caso de instalaciones de demanda con una instalación de generación asociada,
la potencia activa (MW) y potencia reactiva (MVAr) deberán exceptuar los consumos
asociados exclusivamente a las unidades de generación.
En el caso de instalaciones que formen parte de una unidad física agregadora, las
señales telemedidas enviadas de forma agregada deberán realizarse por participante
del mercado (PM) y sujeto de liquidación responsable del balance (BRP) al objeto de
realizar el adecuado seguimiento y liquidación de la prestación del servicio.
ANEXO II
Información a enviar por el operador del sistema en tiempo real al distribuidor
El objeto de este documento es determinar la información en tiempo real que el OS
deberá enviar al distribuidor para el adecuado ejercicio de sus funciones, siempre que
el OS disponga de la misma.
1. Información de los elementos de red y de las instalaciones de generación, demanda
y almacenamiento conectadas a la red observable del distribuidor.
1.1. Interruptores
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores.
o En elementos de conexión de la red de distribución bajo su gestión con
la red de transporte, actuación de fallo de interruptor.
1.2. Seccionadores
• Señalizaciones
o Posición de los seccionadores.
o Modos de funcionamiento (HVDC)
1.3. Líneas
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores
o Posición de los seccionadores
o En elementos de conexión de la red de distribución bajo su gestión con
la red de transporte, disparo del sistema de protección primaria o
secundaria.
• Medidas
o Potencia activa (MW).
o Potencia reactiva (MVAr).
o Consignas (HVDC)
1.4. Transformadores (incluye transporte, distribución, generación y consumo),
reactancias y condensadores
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores
o Posición de los seccionadores
o Control automático de tensión (sólo transformadores)
o Modos de funcionamiento (transformadores desfasadores)
o En elementos de conexión de la red de distribución bajo su gestión con
la red de transporte:
▪ Actuación de protecciones que permiten prueba inmediata.
▪ Actuación de protecciones que permiten prueba al cabo de un
tiempo.
▪ Actuación de protecciones que no permiten pruebas.
• Medidas
o Potencia activa primario de transformador (MW)
o Potencia reactiva primario de transformador (MVAr)
o Potencia activa secundario de transformador (MW)
o Potencia reactiva secundario de transformador (MVAr)
o Potencia activa terciario de transformador (MW)
o Potencia reactiva terciario de transformador (MVAr)
o Toma del regulador en carga (sólo transformadores)
o Posición del regulador en vacío (si existe y sólo transformadores)
o Potencia reactiva en reactancias y condensadores (MVAr)
o Consignas (transformadores desfasadores)
1.5. Acoplamiento de barras
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores
o Posición de los seccionadores
• Medidas
o Potencia activa (MW)
o Potencia reactiva (MVAr)
1.6. Barras
• Medidas
o Tensión por sección de barra (kV)
o Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz)
2. Información de las instalaciones de producción,instalaciones de generación
asociada a autoconsumo e instalaciones de bombeo conectadas a la red del
distribuidor
Este apartado será de aplicación a las instalaciones o agrupaciones de las mismas de
potencia instalada superior a 1 MW o superior al umbral que se establezca en la
normativa de implementación nacional del artículo 40.5 del Reglamento (EU) 2017/1485,
así como a las instalaciones de este tipo que participen en servicios de balance del
sistema de manera agregada.
2.1. Grupos habilitados para participar en el servicio de regulación secundaria
• Señalizaciones
o Estado local/remoto de regulación secundaria del grupo
o Tipo de regulación secundaria, control/no control
2.2. Grupos térmicos de potencia neta superior a 50 MW
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores de grupo
• Medidas
o Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW)
o Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr)
o Potencia activa en baja del transformador de máquina (MW)
o Potencia reactiva en baja del transformador de máquina (MVAr)
o Tensión en alta del transformador de máquina (kV)
o Tensión en baja del transformador de máquina (kV)
o En el caso de instalaciones con autoconsumo: potencia activa consumida
(MW) y potencia reactiva consumida o generada (MVAr) por la instalación
de autoconsumo o cogeneración, exceptuando los consumos asociados
exclusivamente a las unidades de generación.
2.3. Resto de instalaciones de potencia instalada superior a 50 MW
• Señalizaciones
o Posición de los interruptores de grupo
• Medidas
o Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW)
o Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr)
o Medida de tensión en barras de central (kV)
o En el caso de instalaciones con autoconsumo: potencia activa consumida
(MW) y potencia reactiva consumida o generada (MVAr) por el
consumidor asociado, exceptuando, si procede, los consumos asociados
exclusivamente a las unidades de generación.
2.4. Instalaciones de potencia instalada no superior a 50 MW y con obligación de
adscripción a un centro de control de generación y demanda
• Señalizaciones
o Estado de conexión de la instalación con la red de distribución o de
transporte
• Medidas
o Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalación,
descontando los consumos propios de las unidades de generación
o Potencia reactiva producida/absorbida (MVAr) por el conjunto de la
instalación, descontando los consumos propios de las unidades de
generación
o Medida de tensión en barras de central (kV)
o En el caso de instalaciones con autoconsumo: potencia activa consumida
(MW) y potencia reactiva consumida o generada (MVAr) por el
consumidor asociado, exceptuando, si procede, los consumos asociados
exclusivamente a las unidades de generación.
o En el caso de agregaciones de instalaciones de potencia instalada
inferior o igual a 1 MW que participen en servicios de balance del sistema,
sólo se requerirá la potencia activa producida (MW) por el conjunto de
instalaciones, descontando los consumos propios de las unidades de
generación
2.5. Resto de instalaciones con obligación de envío de telemedidas en tiempo real
• Medidas
o Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalación,
descontando los consumos propios de las unidades de generación.
o En caso de que a la instalación le sean de aplicación los requisitos
técnicos definidos en la orden TED/749/2020 para la implementación
nacional del Reglamento (UE) 2016/631:
▪ Potencia reactiva producida/absorbida (MVAr) por el conjunto de la
instalación, descontando los consumos propios de las unidades de
generación.
▪ En caso de instalaciones puestas en servicio tras la aprobación del
presente procedimiento de operación:
En el caso de instalaciones con autoconsumo: potencia activa
consumida (MW) y potencia reactiva consumida o generada
(MVAr) por el consumidor asociado, exceptuando, si procede,
los consumos asociados exclusivamente a las unidades de
generación
3. Información de las instalaciones de demanda conectadas a la red de distribución
bajo su gestión que participen en servicios de balance o en cualquier otro servicio
de respuesta de demanda.
• Señalizaciones
o Estado de conexión de la instalación con la red de distribución, en el caso
de instalaciones individuales.
• Medidas
o Potencia activa (MW)
o Potencia reactiva (MVAr), en el caso de instalaciones individuales.
4. Información de las instalaciones de almacenamiento que no sean instalaciones de
bombeo conectadas a la red de distribución bajo su gestión
Este apartado será de aplicación a las instalaciones de potencia instalada superior al
umbral previsto en la normativa vigente o al que se establezca para las instalaciones de
generación en la normativa de implementación nacional del artículo 40.5 del
Reglamento (EU) 2017/1485, o que participen en servicios de balance del sistema de
manera agregada.
• Señalizaciones
o Estado de conexión de la instalación con la red de distribución, en el caso
de instalaciones individuales.
• Medidas
o Potencia activa (MW)
o Potencia reactiva (MVAr), en el caso de instalaciones individuales.
o Estado de carga de la instalación (porcentaje respecto a su capacidad
máxima).
