Categoría: Energía y Medio Ambiente

La Sala de Supervisión Regulatoria, de acuerdo con la función establecida en el artículo 7.1.c 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 23 de dicha circular, acuerda emitir la siguiente resolución.
Tabla de contenido.
I. Antecedentes de hecho.
II. Fundamentos de Derecho.
Primero. Habilitación competencial para aprobar estos procedimientos.
Segundo. Síntesis de la modificación de los procedimientos de operación que se aprueba mediante la presente resolución.
Tercero. Consideraciones sobre el sistema de reducción automática de potencia.
Tercero.1 Oportunidad de la propuesta del operador del sistema.
Tercero.2 Ámbito de aplicación del SRAP.
Tercero.3 Ausencia de retribución.
Tercero.4 Tiempos de respuesta.
Tercero.5 Interferencia con la gestión de la red de distribución.
Tercero.6 Otras cuestiones surgidas en el trámite de consulta.
– Publicidad de Información.
– Aplicación de la prioridad de despacho.
– Número máximo de activaciones.
– Activación por escalones.
– Alcance de las pruebas de habilitación.
– Detalle del proceso de deshabilitación.
– Obligatoriedad de adscripción a un centro de control.
Tercero.7 Cambios introducidos en los procedimientos tras la consulta pública de la propuesta por la CNMC.
Resuelve.
Anexo: procedimientos de operación.
– P.O.3.2 Restricciones técnicas.
– P.O.3.11 Sistema de reducción automática de potencia de las instalaciones de producción e instalaciones de bombeo.
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 metodologías relativas a la prestación de servicios de balance y de no frecuencia del sistema eléctrico que, desde el punto de vista de menor coste, de manera justa y no discriminatoria proporcionen incentivos adecuados para que los usuarios de la red equilibren su producción y consumo.
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.
El artículo 1 de la Circular 3/2019 determina como objeto de esta establecer el marco regulatorio del mercado mayorista de electricidad, incluyendo el mercado de ajuste, del que forman parte los servicios de balance y de no frecuencia, así como la resolución de restricciones técnicas.
La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador del sistema eléctrico deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea, así como presentar las propuestas necesarias para asegurar el buen funcionamiento del mercado mayorista de electricidad. Asimismo, en su artículo 19, establece que el operador del sistema será responsable tanto de determinar las restricciones técnicas que pudieran afectar a la ejecución del programa previsto, como de llevar a cabo las actuaciones precisas para evitarlas.
Finalmente de acuerdo al artículo 23 de dicha Circular, cuando, en el marco de las competencias asignadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, sea necesario aprobar alguna previsión relativa al mercado mayorista de electricidad o a la gestión de la seguridad del sistema cuyo proceso de tramitación no esté recogido en la normativa europea o que sea de ámbito nacional, o cuando sea necesario aprobar especificaciones de detalle de las metodologías previstas en esta circular, los Operadores deberán presentar a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia las propuestas necesarias previa consulta a los sujetos interesados y consideración de sus puntos de vista, lo que dará lugar a las especificaciones de detalle de las metodologías previstas en los capítulos II al IX de la Circular 3/2019 que serán consideradas reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad y procedimientos de operación.
En desarrollo de la Circular 3/2019, y según lo previsto en el artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico, la CNMC aprobó, mediante Resolución de 11 de diciembre de 2019, las condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance en el sistema eléctrico peninsular español. Asimismo, mediante Resolución de 10 de diciembre de 2020 aprobó la adaptación de los procedimientos de operación del sistema a dichas condiciones.
Mediante oficio de 22 de junio de 2020 y con el propósito de proporcionar a los servicios de no frecuencia y a los redespachos por restricciones técnicas una estructura regulatoria adecuada y coherente, semejante a la establecida para los servicios de balance, la CNMC solicitó a Red Eléctrica de España, en su calidad de operador del sistema, la elaboración de una propuesta de Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español.
Con fecha 25 de junio de 2021 tuvo entrada en la CNMC la propuesta de REE de Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español. El artículo 16 de la propuesta de condiciones contempla la posibilidad de resolver restricciones técnicas mediante sistemas de reducción de carga.
Posteriormente, con fecha 1 de julio de 2021 tuvo entrada en la CNMC la propuesta de REE de un nuevo procedimiento de operación 3.11 sobre el sistema de reducción automática de potencia de las instalaciones de producción e instalaciones de bombeo, y la propuesta de modificaciones que deben incorporarse en el procedimiento 3.2 para posibilitar la implantación de dicho sistema.
La propuesta había sido previamente sometida a consulta pública por el operador del sistema entre el 14 de diciembre de 2020 y el 14 de enero de 2021. El escrito se acompañó de un informe justificativo de la propuesta, así como de los comentarios de los sujetos interesados.
Con fecha 8 de noviembre de 2021, y de acuerdo con la Disposición Transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se dio trámite de audiencia, enviando al Consejo Consultivo de Electricidad la «Propuesta de Resolución por la que se aprueba un nuevo procedimiento de operación P.O.3.11 y se modifica el P.O.3.2 para desarrollar un sistema de reducción automática de potencia». Asimismo, en cumplimiento del trámite de información pública, se publicó en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la citada propuesta de resolución para que los sujetos formularan sus alegaciones hasta el 9 de diciembre.
Con fecha 8 de noviembre de 2021, se remitió la propuesta de resolución a la Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al respecto.
El artículo 7.1.c de la Ley 3/2013, establece que la CNMC aprobará mediante circular las metodologías relativas a la prestación de servicios de balance y de no frecuencia del sistema eléctrico que, desde el punto de vista de menor coste, de manera justa y no discriminatoria proporcionen incentivos adecuados para que los usuarios de la red equilibren su producción y consumo. El párrafo final de este artículo 7.1 habilita a la CNMC para dictar actos de ejecución y aplicación de las circulares, que habrán de publicarse en el BOE.
El artículo 1 de la Circular 3/2019 determina como objeto de esta establecer el marco regulatorio del mercado mayorista de electricidad, incluyendo el mercado de ajuste, del que forman parte los servicios de balance y de no frecuencia, así como la resolución de restricciones técnicas.
La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador del sistema deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea y para asegurar el buen funcionamiento del mercado mayorista de electricidad, entre otros, en lo relativo a la prestación de servicios de ajuste en el sistema eléctrico. Asimismo, en su artículo 19, determina que el operador del sistema será responsable tanto de determinar las restricciones técnicas que pudieran afectar a la ejecución del programa previsto, como de llevar a cabo las actuaciones precisas para evitarlas.
La Circular 3/2019, en su artículo 23, establece el procedimiento de aprobación, mediante resolución, aplicable a las previsiones relativas al mercado mayorista de electricidad o a la gestión de la seguridad del sistema dentro del marco de las competencias asignadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
De acuerdo con el informe justificativo que acompañaba la propuesta del operador del sistema, lo que se implanta es un mecanismo para otorgar mayor flexibilidad al sistema a la hora de resolver restricciones técnicas asociadas a incumplimientos de los criterios de seguridad post contingencia, optimizando el uso de las redes y maximizando la integración de la generación renovable. El sistema de reducción automática de potencia permitirá evitar, o al menos reducir, el impacto de la aplicación de las medidas actualmente empleadas con dicho fin, como, por ejemplo, la aplicación de limitaciones de programa precontingencia en D-1 por congestiones en la red o el sobrecoste asociado al proceso de solución de restricciones técnicas mediante redespachos de energía a bajar con motivo de la aplicación de limitaciones precontingencia en tiempo real.
Para ello, se crea un nuevo Procedimiento de Operación 3.11 Sistema de Reducción Automática de Potencia de las instalaciones de generación e instalaciones de bombeo, que establece los criterios generales y especificaciones de este mecanismo. Se describen a continuación las principales características del Sistema de Reducción Automática de Potencia (en adelante, SRAP) regulado en el P.O.3.11:
– La participación en el SRAP es voluntaria, queda sujeta a la potestad del titular o representante de cada instalación que, en caso de desear participar, deberá solicitar la habilitación al operador del sistema y superar las correspondientes pruebas de habilitación.
– Las pruebas de habilitación para el SRAP quedan recogidas en el Anexo I del P.O.3.11. Dichas pruebas consisten en el intercambio de señales entre centros de control, por lo que la instalación no deberá reducir su potencia durante las mismas, salvo que se trate de una instalación a la que se haya retirado previamente la habilitación por incumplimiento, en cuyo caso, deberá superar una prueba real de reducción de potencia para recuperar la habilitación.
– No se prevé una retribución específica por la participación en el proceso de reducción automática de potencia, ni por la predisposición a la activación, aunque sí se retribuirá al precio de la oferta presentada el redespacho que, en su caso, resulte necesario al aplicar la reducción.
– Se permite la participación de todas las instalaciones o conjuntos de las mismas que posean una unidad física con localización eléctrica específica, conforme a los criterios de organización de las unidades físicas establecidos en el Anexo II del P.O. 3.1. Es decir, la participación está abierta a todas las unidades a las que se les pueden aplicar redespachos en el proceso de solución de restricciones técnicas.
– La reducción automática de potencia se predispondrá respetando el orden de prioridad recogido en el procedimiento de operación para la solución de restricciones técnicas. En caso de no existir dicho orden o ante una misma prioridad de despacho, se aplicará un sistema de turnos rotatorios con el objetivo de equilibrar el tiempo de predisposición en reducción entre todos aquellos generadores que contribuyan a una misma sobrecarga.
– Se definen varios tiempos de respuesta de las instalaciones desde la activación de la señal de reducción: respuesta rápida, media y lenta.
– Tras la activación de la señal, la instalación o conjunto de instalaciones deberá reducir su producción o consumo a cero. El operador del sistema podrá establecer uno o más valores de reducción automática de potencia diferentes de cero en aquellas situaciones en las que la reducción de carga total por parte de la instalación no sea posible por afectar a la seguridad del sistema.
– Se establecen por último las condiciones que, en caso de darse, conllevarían un incumplimiento de la participación en el sistema de reducción automática de potencia por parte de las instalaciones participantes en el mismo, lo que conllevaría la retirada de la habilitación.
Adicionalmente a la aprobación del nuevo P.O.3.11, la implantación del sistema de reducción automática de potencia en el sistema eléctrico español requiere la modificación del P.O. 3.2 Restricciones Técnicas. A continuación, se identifican los cambios que se introducen en dicho procedimiento de operación:
– Se añade en el apartado 3 una nueva definición para recoger el término Sistema de reducción de carga para hacer referencia a los automatismos de teledisparo o el SRAP.
– Se elimina el apartado 6.1.7 Tratamiento de las congestiones identificadas en la evacuación de la generación y se traslada su contenido a los apartados 6.1.2, 6.1.3 y 6.1.5, para una mejor comprensión y coherencia. El apartado 6.1.8 pasa, por lo tanto, a ser el apartado 6.1.7.
– Se incluye como medio para la solución de las restricciones técnicas definidos en el apartado 6.1.2 del P.O 3.2 en vigor, la predisposición de los sistemas de reducción de carga.
– Se modifica el apartado 6.1.3.b) para incluir el proceso completo de solución de solución de restricciones técnicas que se encontraba en el apartado 6.1.7 eliminado.
– En la resolución de restricciones post contingencia en el PDBF, se incluye una nueva prioridad en caso de unidades con igual influencia en una determinada restricción ante una determinada contingencia, de tal forma que se reducirán en primer lugar los programas de las unidades que no dispongan de un sistema de reducción de carga habilitado por el operador del sistema ante la contingencia que produce la congestión y, en caso de que esta reducción no resuelva la congestión, el operador del sistema procederá a la consideración de la predisposición de los sistemas de reducción de carga de las instalaciones habilitadas. Únicamente en caso de que por seguridad no sea posible considerar la predisposición de todos los sistemas de reducción de carga disponibles y la restricción siga sin resolverse, se reducirán los programas de las unidades que dispongan de un sistema de reducción de carga habilitado.
El objeto de esta nueva prioridad es que las instalaciones que sean causantes de manera parcial o total de una congestión post contingencia, y decidan voluntariamente no participar en alguno de los sistemas de reducción de carga, no se vean beneficiadas por la actuación de aquéllas que sí participen en estos sistemas.
– Se traslada al apartado 6.1.5 la información referente a la aplicación de limitaciones para evitar restricciones en posteriores mercados que se encontraba en el apartado 6.1.7 eliminado. De igual forma que en el caso anterior, se incentiva la participación voluntaria en el sistema de reducción automática de potencia.
– Se incluyen en el apartado 7.1 los criterios que tendrá en cuenta el operador del sistema a la hora de predisponer en tiempo real los sistemas de reducción de carga.
– Se especifica en el apartado 7.1 que la activación de los sistemas de reducción de carga en la operación tiempo real dará lugar a limitaciones de programa sobre las unidades afectadas, generándose los redespachos que pudieran aplicar.
– Se especifica en los apartados 6.1.6 y 7.2 que los gestores de la red de distribución podrán solicitar la aplicación de limitaciones en caso de identificar restricciones en la red objeto de su gestión.
En el Anexo de esta resolución se incluyen el nuevo P.O.3.11 y la modificación del P.O.3.2.
Tercero.1 Oportunidad de la propuesta del operador del sistema.
Según establece el procedimiento de operación 3.2, una restricción técnica es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema producción-transporte que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a través de los correspondientes procedimientos de operación, requiera, a criterio técnico del operador del sistema, la modificación de los programas de energía. El citado P.O.3.2 recoge los mecanismos que deben utilizarse para solucionar las restricciones técnicas identificadas, entre otras razones, por incumplimiento de los criterios de seguridad en régimen permanente y/o tras contingencia.
Tal como argumenta el operador del sistema en el informe justificativo de la propuesta, los escenarios previstos para el corto y medio plazo, con un mix de generación que incrementará progresivamente la participación de renovables, hasta alcanzar una cuota muy elevada, conllevarán una mayor complejidad de la operación en tiempo real, con frecuentes cambios de programa (programación cuarto-horaria), a los que se sumará el desafío de las rampas de elevada pendiente asociadas a la generación fotovoltaica y eólica y al control de un número creciente de instalaciones. Ante estos escenarios, es de esperar que la necesidad de aplicar mecanismos de solución de restricciones técnicas a la generación renovable y no renovable se incremente notablemente, por lo que resulta imprescindible desarrollar herramientas que permitan flexibilizar la operación del sistema de una manera rápida y segura, a la vez que se garantice la optimización de los costes que el sistema debe asumir.
Las ventajas del sistema de reducción automática de potencia pueden sintetizarse en lo siguiente:
– Su implantación no debería suponer un coste relevante para los participantes, dado que los enlaces de comunicaciones para el envío de las señales de predisposición y activación son los ya establecidos entre el operador del sistema y los centros de control. Es decir, el establecimiento de las comunicaciones no supondrá un coste adicional para la instalación o el centro de control de generación y demanda.
– Sin perjuicio de que no son sistemas excluyentes, el SRAP será más flexible y dinámico que el actual mecanismo de teledisparos. Dado que el SRAP no está asociado a una contingencia específica, al contrario de lo que sucede con los actuales automatismos de teledisparo, puede activarse para solucionar una o varias sobrecargas inadmisibles post contingencia y, los requisitos asociados al sistema de reducción automática de potencia son menos exigentes que los del sistema de teledisparo.
– Reducirá el sobrecoste asociado a la solución de restricciones técnicas. Con la implantación del sistema de reducción automática de potencia, se prevé reducir la necesidad de aplicar limitaciones para solucionar restricciones técnicas al PDBF y en tiempo real, lo que implicaría un menor coste para el sistema asociado al pago de las restricciones técnicas a bajar.
– La flexibilidad de este sistema permitirá maximizar la integración de energía en el sistema, especialmente de energía renovable, así como el uso de las redes.
En paralelo a la propuesta de SRAP, se encuentra en tramitación la propuesta de Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español. En el trámite de audiencia de la propuesta, algunos sujetos han solicitado que se paralizara la tramitación del P.O.3.11 hasta la aprobación de las citadas Condiciones. A este respecto, cabe recordar que las Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español, tienen por objeto enmarcar en una norma aprobada por la CNMC los principios generales de los servicios de ajuste cuya regulación compete a esta Comisión. Incluyen el SRAP por ser una herramienta utilizada en la resolución de restricciones técnicas, cuyo funcionamiento afecta al mercado y despacho de energía. Por ello, las Condiciones no son imprescindibles para la implantación del SRAP, ni tampoco quedarán bajo el ámbito de las Condiciones todos los aspectos relativos al SRAP, ya que, los criterios para la conexión a la red de los automatismos vienen regulados en otras normas.
Por otra parte, la Hoja de Ruta del operador del sistema ya preveía la puesta en marcha del SRAP antes de la aprobación de las Condiciones, justificado en la necesidad de combatir el incremento de la aplicación de limitaciones a instalaciones renovables que se está ya observando en algunas zonas y se prevé que aumente en los próximos años, con la entrada de nuevas instalaciones en el sistema.
Todo lo anterior sin perjuicio de que tras la aprobación de las condiciones pueda ser necesario revisar algunos aspectos del texto del P.O.3.11 que se aprueba mediante esta resolución o, que el SRAP deba modificarse posteriormente para perfeccionar su funcionamiento y efectividad con el aprendizaje obtenido con la experiencia, según se prevé en alguno de los expositivos siguientes.
También han solicitado algunos sujetos la integración del texto propuesto de P.O.3.11 en el P.O.3.2 sobre restricciones técnicas y el P.O.3.8 sobre pruebas, junto con el automatismo de teledisparo. Aunque podría considerarse adecuado posteriormente modificar el reparto de contenido entre procedimientos, tras la aprobación de las Condiciones y/o la revisión de otras normas sobre automatismos por la autoridad nacional competente, la propuesta de P.O.3.11 se considera oportuna en estos momentos, porque aporta sencillez y facilita a los sujetos la comprensión del nuevo SRAP.
Tercero.2 Ámbito de aplicación del SRAP.
Uno de los aspectos que podría tener que revisarse tras la aprobación de las Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia es el ámbito de aplicación del SRAP, en particular, para permitir la participación de la demanda. Dado que la predisposición o activación del sistema de reducción automática de potencia constituirá un medio de solución de restricciones técnicas, su aplicabilidad quedará acotada a las instalaciones que actualmente participan en dicho proceso, es decir, a las instalaciones de producción e instalaciones de bombeo. En el momento en el que el ámbito de aplicación del P.O.3.2 se amplíe para incluir a las instalaciones de demanda y las instalaciones de almacenamiento, será necesario analizar la apertura del SRAP a estas tecnologías.
Tercero.3 Ausencia de retribución.
La necesidad de que el SRAP sea retribuido ha sido otro de los comentarios recurrentes de los sujetos en el ámbito de la consulta pública. Solicitan que se retribuya la predisposición de las instalaciones y no solo el redespacho resultante en caso de activación.
Según recogía en el informe justificativo de su propuesta, el operador del sistema considera que existe un incentivo económico positivo para las instalaciones que tengan un sistema de reducción automática de potencia habilitado, en la medida en que verán reducida totalmente, o al menos parcialmente, las limitaciones de sus programas precontingencia por congestiones en la red. Por ello, el operador entiende que no resulta necesario dotar el SRAP con un mercado de asignación y una retribución específica asociada.
Destaca también el operador que la frecuencia de activación de los sistemas de reducción automática de potencia se espera que sea similar a la de los sistemas de teledisparo. Estos últimos, habilitados en 34 instalaciones del sistema eléctrico español, han sido predispuestos un total de 9.108 veces desde 2011, por un total de 53.180 horas, tiempo en el que los generadores afectados han evitado la limitación de su producción. Sin embargo, únicamente se han producido 6 activaciones de los equipos de teledisparo en los últimos 10 años, no habiendo sido necesaria ninguna activación desde 2016.
Esta Comisión comparte la opinión del operador respecto a que la reducción del volumen de redespachos a bajar y de las limitaciones, unido a un coste no muy elevado de implantación del sistema de reducción automática de potencia, puede ser un incentivo económico suficiente para los potenciales participantes. Por ello, se concluye que no resulta necesaria la retribución, sin perjuicio de que este aspecto podría revisarse en el futuro si se constata un endurecimiento de las condiciones de los participantes, por ejemplo, por incremento del número de activaciones, y/o un bajo interés en la participación por insuficiencia de incentivo.
Para garantizar que se lleve a cabo una evaluación periódica de estas cuestiones, se ha añadido un apartado al P.O.3.11 para que el operador del sistema reporte información periódica a la CNMC sobre el SRAP.
Tercero.4 Tiempos de respuesta.
La propuesta de P.O.3.11 prevé tres tipos de respuesta en función de los tiempos que las instalaciones deberán cumplir desde la activación de la señal de reducción automática de potencia hasta la reducción efectiva de esta: respuesta rápida, en la que la instalación o conjunto de instalaciones deberá reducir su producción o consumo a cero en un tiempo inferior o igual a 3 segundos; respuesta media, 40 segundos; y respuesta lenta, 15 minutos. Todas las instalaciones habilitadas han de ser capaces de responder en las tres modalidades, es el operador del sistema el que elige cuál se requiere en un momento dado dependiendo del elemento de red implicado en la sobrecarga post-contingencia y del nivel de sobrecarga de este.
Durante el trámite de consulta pública llevado a cabo por la CNMC se han recibido varios comentarios solicitando cambios en los tiempos de respuesta. La mayoría de los sujetos solicitan que se incremente el tiempo asociado a la respuesta rápida (3 segundos). Alegan que multitud de instalaciones de generación tipo RECORE no podrá cumplir con este plazo y, por tanto, no podrán participar en el SRAP, menguando así la efectividad del propio sistema. Solicitan que se incremente este tiempo a un valor comprendido entre 5 y 10 segundos.
Teniendo en cuenta el beneficio que supone maximizar la participación en el SRAP, pero también el impacto que puede tener la modificación de este plazo, tras analizarse esta cuestión junto con el operador del sistema, se ha optado por modificar la propuesta inicial incrementando el tiempo de la respuesta rápida hasta 5 segundos. No obstante, esta decisión podrá revisarse posteriormente, a resultas del aprendizaje de la experiencia, en los dos sentidos: aumentarse si se constata que un mayor tiempo es necesario para una mayor participación y es asumible bajo criterios de seguridad, o reducirse si se constata que el valor fijado compromete la seguridad y que las instalaciones pueden responder con mayor rapidez.
Por otra parte, algunos sujetos piden que se elimine la respuesta lenta de 15 minutos, porque puede interferir con los productos de balance con tiempo de respuesta similares. Aunque esta Comisión aprecia la similitud entre los distintos productos, el aspecto relevante que los diferencia es la finalidad y los supuestos de uso de cada uno de ellos. Mientras los productos de balance son globales y de activación recurrente, en función de la necesidad de balance del sistema y de la oferta del sujeto, el SRAP es zonal y solo requiere activación efectiva en situaciones de congestión tras una contingencia, lo que, como se ha indicado anteriormente, tiene escasa ocurrencia. Es decir, no se puede anticipar que vaya a existir interferencia entre ambos productos, ya que serán activados en supuestos diferentes. Además, el tiempo de respuesta lenta no afecta negativamente a la participación. Por lo tanto, se considera que no es necesario eliminar el tiempo de respuesta lento, sin perjuicio de que pueda ser revisado en el futuro si se observa ineficiencia.
También se han recibido varios comentarios respecto a que las especificaciones sobre comunicaciones del SRAP que se propone no respetan lo dispuesto en la implementación nacional del Art.40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485, aprobadas mediante Resolución de la CNMC de 13 de noviembre de 2019. En dicha resolución se especifica que el canal de comunicación para el intercambio de información en tiempo real entre los usuarios significativos de red y los centros de control de generación y demanda puede ser a través del OS o del Gestor de la Red de Distribución (GRD) al que se conecta. Solo se prevé una excepción para la participación en el servicio de balance de regulación secundaria, que requiere comunicación directa con el operador del sistema. Algunos distribuidores consideran que el esquema planteado en el P.O.3.11 es contrario a esta norma, porque no permite la comunicación a través del GRD.
En realidad, en el P.O.3.11 no se impone el envío de la información a través del operador del sistema como requisito para la habilitación, se puede participar en el SRAP remitiendo la información a través del GRD, siempre y cuando se cumplan los tiempos de respuesta. Entiende por tanto esta Comisión que la propuesta no es contraria a la metodología del artículo 40.6; y que la problemática planteada por los distribuidores es que la necesidad de cumplir el tiempo de respuesta rápida podría limitar la elección del GRD, como medio para remitir información en tiempo real, por parte de las instalaciones que deseen participar en el SRAP.
A este respecto, se considera que la posición de los GRD mejorará gracias al incremento del tiempo de respuesta rápida de 3 a 5 segundos, por lo que no resulta justificado tomar medidas adicionales.
Tercero.5 Interferencia con la gestión de la red de distribución.
Otro comentario general formulado por los sujetos distribuidores es que, aunque consideran positivo el objetivo que se persigue con la implementación de este mecanismo, creen que está excesivamente focalizado en las necesidades de seguridad y eficiencia en la red de transporte, por lo que no solo deja al margen los problemas que puedan surgir en la red de distribución, sino que puede incluso interferir en su gestión (flujos indeseados, activación de protecciones, desincentivo a la implantación de teledisparos, etc.). Solicitan los distribuidores poder participar en el SRAP más allá de lo que prevé el P.O.3.11, por ejemplo, adaptando las especificaciones del producto a las necesidades de la red de distribución, permitiendo al distribuidor rechazar la habilitación de una determinada instalación o su predisposición en un momento dado, pudiendo hacer uso del sistema, solicitando la predisposición de elementos en su red e incluso en la de transporte, etc.
Esta Comisión entiende la preocupación de los GRD. Los retos de la transición energética y la integración de la generación distribuida son importantes para todos los sujetos implicados, especialmente para los gestores de las redes, tanto de transporte como de distribución. Garantizar la seguridad en la red de distribución va a requerir herramientas y servicios similares a aquellos de los que dispone la red de distribución. En este sentido apunta la Directiva (UE) 2019/944 cuando exige a los Estados miembros fomentar la modernización de las redes de distribución, a través de medidas inteligentes que permitan a los GRD tener una mayor visibilidad y gestionabilidad de su red. También prevé la Directiva que los Servicios de Ajuste puedan ser desarrollados y utilizados tanto por los TSO como por los GRD, cada uno en el ámbito de su red.
Por todo ello, se considera que el SRAP tendrá que evolucionar en el futuro para adaptarse a los desarrollos que puedan llevarse a cabo en el marco de la Directiva y los reglamentos europeos que la desarrollen, en relación con aspectos como la flexibilidad o las redes inteligentes.
En todo caso, los procedimientos que se aprueban ya contemplan que el operador del sistema informe al GRD de la habilitación de instalaciones conectadas a su red, así como de las predisposiciones. Y permiten igualmente que el GRD pueda emplear el SRAP cuando la contingencia en un elemento de la red de transporte provoque sobrecargas en elementos de la red de distribución.
Tercero.6 Otras cuestiones surgidas en el trámite de consulta.
Publicidad de Información.
Los sujetos solicitan que se publique información relativa al uso del SRAP: volúmenes predispuestos en cada zona, activaciones efectivas, información sobre los turnos rotatorios, etc.
Si bien la CNMC comparte el interés por promover la transparencia en los mercados y servicios de ajuste, debe tenerse en cuenta que el SRAP no es un servicio de ajuste propiamente dicho y no se desarrolla en un entorno de mercado competitivo, sino que se trata de un sistema de automatismo utilizado como apoyo para resolver o minimizar las restricciones técnicas. Por cuanto que afecta al proceso de restricciones, esta Comisión considera que sería beneficioso publicar información respecto a su uso, pero, al no tratarse de un mercado, no es imprescindible que se publiquen datos en tiempo real. Además, la información solicitada no es relevante para todos los sujetos, es el caso, por ejemplo, del funcionamiento de los turnos rotatorios. Por último, se le debe dar el mismo tratamiento que al resto de automatismos utilizados en el sistema eléctrico español, cuyo funcionamiento no es objeto de publicidad hoy en día.
En la respuesta del operador del sistema a los sujetos tras su trámite de consulta, el operador indicó estar trabajando en la adaptación de las publicaciones del Informe diario de la Operación, para incluir la información relevante o de interés asociada al sistema, de manera análoga a las publicaciones que actualmente realiza sobre los automatismos de teledisparo.
Dado que dicho informe está a disposición de los sujetos que participan en el mercado y la operación, se considera que esta fórmula permitirá que la información llegue a los sujetos para los que es relevante, respetando a la vez el tratamiento de la información relativa al resto de automatismos del sistema. Podrán posteriormente considerarse otras opciones en el marco de las Condiciones o en una revisión de los procedimientos de intercambio de información.
Aplicación de la prioridad de despacho.
Aunque persiguen distinta finalidad, varios sujetos solicitan que se introduzcan modificaciones en el orden de despacho que establece el P.O.3.2, tanto para la resolución de restricciones en caso base como en situaciones de contingencia. Por ejemplo: que se dé prioridad efectiva a las instalaciones habilitadas para el SRAP, incluso para la negociación en mercados posteriores a la predisposición; que se dé prioridad de despacho a las instalaciones no renovables, por su dificultad para recuperar posteriormente la potencia inicial; que se apliquen turnos rotatorios entre tecnologías renovables gestionables y no gestionables, etc.
No se han introducido modificaciones a este respecto. En primer lugar, porque algunos de los cambios solicitados van más allá de ámbito de esta revisión del P.O.3.2 y que la existencia misma de la prioridad de despacho es una cuestión que la Directiva (UE) 2019/944 deja en manos de los Estados y no puede resolverse en un procedimiento de operación. Por otra parte, los sujetos no presentan una posición unánime en su criterio sobre cómo debe regularse la prioridad, ya que algunas de las solicitudes se contradicen. Podrá abordarse de nuevo esta cuestión en el ámbito de una revisión más profunda del proceso de resolución de restricciones y, en todo caso, si se produce algún cambio al respecto en la regulación nacional.
Número máximo de activaciones.
Algunos potenciales participantes en el SRAP solicitan que se establezca un número máximo de activaciones de la reducción de potencia en una determinada instalación, a fijar por el promotor, para evitar deterioros en la máquina. Manifiestan al respecto que las instalaciones con cierta antigüedad no disponen de capacidad para realizar paradas controladas, por lo que deberán recurrir a realizar paradas de emergencia. Las paradas de emergencia, aunque posibles, pueden provocar importantes averías en los componentes si se aplican de manera repetitiva.
A este respecto, si bien la CNMC entiende la problemática planteada, hay que recordar que la activación esperada del servicio (no la predisposición, sino la reducción efectiva de carga) es muy reducida, por lo que no se prevé que el deterioro alegado vaya a producirse. Además, la solución planteada por los sujetos, consistente, a grandes rasgos, en una suspensión temporal de la habilitación, puede hacerse efectiva igualmente mediante la renuncia voluntaria a la habilitación, que ya permite el P.O.3.11, con el único inconveniente adicional de tener que repetir las pruebas cuando se quiera recuperar la habilitación.
No se han introducido cambios en este sentido, aunque podrá revisarse posteriormente si así lo aconseja el seguimiento de la aplicación del SRAP.
Activación por escalones.
Relacionado con el punto anterior, algunos sujetos solicitan que se incorpore en el P.O.3.11 la posibilidad de reducción escalonada de la potencia, de modo que la activación no implique necesariamente una reducción a cero de la potencia. Esta opción ya está prevista en el procedimiento, pero solo para casos en que el operador del sistema lo considere oportuno para la seguridad del sistema (por ejemplo, para no para instalaciones térmicas que puedan estar aportando otros valores al sistema. También en este caso alegan cuestiones de deterioro de las instalaciones, así como de negocio, al poder repartir la reducción entre varias instalaciones.
Esta Comisión entiende que la reducción por escalones sería beneficiosa en el sentido de que aportaría flexibilidad y facilitaría la participación. Pero, por otro lado, también complicaría el SRAP, que se debe recordar no es un servicio de ajuste que requiera un producto complejo, sino un sistema para la seguridad en tiempo real, del que se prevé un uso esporádico.
Se concluye aquí lo mismo que en el caso anterior, no se han introducido cambios en este sentido, aunque podrá revisarse posteriormente si así lo aconseja el seguimiento de la aplicación del SRAP.
Alcance de las pruebas de habilitación.
Las pruebas de habilitación para el SRAP consisten en verificación del envío y recepción de señales, no incluyen una reducción efectiva de la potencia, solo en caso de incumplimiento de una orden es necesario demostrar el cumplimiento con una bajada de carga efectiva.
Se ha sugerido en la consulta la introducción de pruebas efectivas de reducción de carga, para evitar la habilitación y consecuente beneficio, de instalaciones que realmente no vayan a aportarlo. Teniendo en cuenta que no se trata de un servicio de ajuste, que este sistema no conlleva una remuneración económica, que el incumplimiento de una orden de reducción ya implicará la pérdida de la habilitación y, como se ha indicado más arriba, la reducción brusca de la carga puede dañar las instalaciones, esta Comisión considera que no es necesario complicar las pruebas.
Detalle del proceso de deshabilitación.
Algunos sujetos solicitan que se detalle mejor el proceso de deshabilitación. En particular, que se prevea un plazo para la efectividad de la deshabilitación voluntaria, ya que la propuesta de P.O.3.11 solo indica que será solicitada al operador del sistema.
A la vista de esta consideración, se ha optado por contemplar en el PO, un plazo máximo de dos semanas para que el operador del sistema haga efectivo el cese, así como una descripción más detallada del proceso en la página web del operador del sistema.
Obligatoriedad de adscripción a un centro de control.
La participación en el SRAP no requiere la adscripción de las instalaciones a un centro de control, aun cuando deba poder enviar comunicaciones a través de éste. Es decir, no se exige que la instalación sea controlable por el centro de control, bastará que pueda reducir toda su potencia en los tiempos de respuesta previstos en el P.O.3.11. Se ha sugerido en la consulta la introducción de esta obligación a todas las instalaciones que se deseen habilitar para el SRAP.
Añadir dicha obligación sería una barrera para la participación, ya que obligaría a las instalaciones a pasar las pruebas de control de producción requeridas a las instalaciones con obligación de adscripción a un centro de control. Dado que el operador del sistema no lo considera necesario, esta Comisión no lo ha incorporado.
Tercero.7 Cambios introducidos en los procedimientos tras la consulta pública de la propuesta por la CNMC.
Si bien no se han introducido cambios relevantes a resultas de la consulta pública, con la salvedad del incremento del tiempo de respuesta rápida de 3 a 5 segundos, sí se ha modificado la redacción de algunos apartados al efecto de mejorar la comprensión del funcionamiento del SRAP. En concreto, en el P.O.3.11:
– Se define el concepto de bastidor de la instalación.
– Se incorporan en el cuerpo del procedimiento las notas aclaratorias a pie de página.
– Se prevé un plazo máximo de dos semanas para la efectividad de la deshabilitación voluntaria.
– Se aclara que el GRD recibirá información tanto de la habilitación como de la deshabilitación de las instalaciones conectadas a su red o a su red observable.
– Se incrementa el tiempo asociado a la respuesta rápida de 3 a 5 segundos.
Asimismo, se ha corregido una errata en el apartado 6.1.5 del PO3.2, sobre establecimiento de limitaciones por seguridad. En el proceso de las limitaciones de programa máximo para evitar restricciones en posteriores mercados, el texto sometido a consulta establecía el reparto del máximo incremento de producción posible respecto a los programas previstos entre las unidades de producción de la zona sin sistema de reducción de carga habilitado. Este reparto sería contrario al objetivo de incentivar la participación en el SRAP y, tras constatar con el operador del sistema que se trata de una errata, se ha modificado el texto.
Por cuanto antecede, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia resuelve:
Aprobar los procedimientos de operación P.O.3.2. Restricciones técnicas y P.O.3.11. Sistema de Reducción Automática de Potencia de las instalaciones de generación e instalaciones de bombeo, que se incluyen en el Anexo.
Los procedimientos aprobados por la presente resolución surtirán efectos al día siguiente a su publicación en el BOE.
Dejar sin efectos, en esa misma fecha, el P.O.3.2 aprobado por resolución de esta Comisión de 10 de diciembre de 2020.
La presente resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado», en cumplimiento de los establecido en el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC.
La presente resolución se notificará a Red Eléctrica de España, S.A.
Madrid, 13 de enero de 2022.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Miguel Calvo García-Ovies.
1. Objeto.
El objeto de este procedimiento es establecer el proceso para la solución de las restricciones técnicas identificadas en el sistema eléctrico peninsular español en el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), así como las que puedan identificarse con posterioridad durante la operación en tiempo real.
2. Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación a:
– Operador del Sistema (OS).
– Participantes en el Mercado (PM), en el ámbito del sistema peninsular español.
3. Definiciones.
3.1 Participante en el Mercado:
Persona física o jurídica que compra, vende o genera electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la participación activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la emisión de órdenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de electricidad.
3.2 Restricción técnica:
Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema eléctrico que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a través de los correspondientes procedimientos de operación, requiera, a criterio técnico del OS, la modificación de los programas de energía.
En particular pueden identificarse restricciones debidas a:
– Incumplimiento de las condiciones de seguridad en régimen permanente y/o tras contingencia, definidas en el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico.
– Insuficiente reserva de potencia para la regulación y el balance del sistema.
– Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensión en la Red de Transporte.
– Insuficiente reserva de capacidad para la reposición del servicio.
– Incumplimiento de las condiciones de seguridad en la Red de Distribución comunicadas al OS por el gestor de la correspondiente Red de Distribución.
Para la solución de estas restricciones se aplicarán los mecanismos descritos en el presente procedimiento de operación y en aquellos otros por los que se establece la gestión de los correspondientes servicios de ajuste del sistema.
3.3 Arranque en caliente:
Arranque programado y/o realizado por la unidad térmica de producción de forma tal que el intervalo de tiempo comprendido desde la última hora con programa asignado y la primera 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 específica del OS.
3.4 Arranque en frío:
Cualquier otro arranque programado y/o realizado por la unidad térmica de producción que no cumpla la condición de arranque en caliente.
3.5 Tiempo de preaviso:
3.5.1 Tiempo de preaviso desde orden de arranque hasta mínimo técnico:
Tiempo requerido desde la comunicación de la orden de arranque hasta mínimo técnico, ya sea en frío o en caliente, comunicado, para cada unidad de programación de tecnología térmica, mediante su incorporación en la oferta específica para el proceso de solución de restricciones técnicas. En el caso de las unidades de ciclo combinado multieje, estos tiempos de preaviso estarán asociados a aquellos modos de funcionamiento que incluyan la turbina de vapor en su configuración.
3.5.2 Tiempo de preaviso para el arranque de turbinas de gas adicionales:
Tiempo de requerido para el arranque de una turbina de gas adicional, con el grupo ya operando en un modo de funcionamiento determinado que incluye la operación de la turbina de vapor en su configuración.
3.6 Capacidad máxima de potencia activa.
De la instalación de generación: la definición será la establecida en el Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red, con las precisiones que resulten de la aprobación e implementación nacional. Hasta que se apruebe la normativa nacional por la que se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red europeos de conexión, la capacidad máxima de potencia activa de una instalación de generación vendrá determinada por el valor de potencia neta inscrita en la sección primera del registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica o el valor de potencia por el que se ha concedido el permiso de acceso y conexión a la red para aquellas instalaciones inscritas en la sección segunda del registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
Para las unidades físicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la capacidad máxima de potencia activa vendrá determinada por la suma de la capacidad máxima de potencia activa de cada una de las instalaciones que la conforman.
3.7 Sistema de reducción de carga.
Automatismo de teledisparo o sistema de reducción automática de potencia que, ante una determinada contingencia, podrá dar lugar, de forma automática, a la pérdida completa o parcial de la producción de la unidad que tenga habilitado este sistema de reducción de carga.
4. Presentación de ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF y en tiempo real.
4.1 Periodo para la recepción de ofertas para la solución de restricciones técnicas del PDBF.
El periodo para la recepción de ofertas queda definido en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación.
4.2 Unidades de programación para la venta de energía.
Los PM asociados a unidades de venta de energía, asociadas tanto a transacciones de mercado como afectas a contratos bilaterales con entrega física, correspondientes a:
– Producción de grupos térmicos no renovables y centrales reversibles de bombeo.
– Producción de instalaciones que utilizan fuentes de energía renovables.
– Importaciones de energía desde los sistemas eléctricos externos en los que no esté implantado un sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio.
Presentarán las ofertas siguientes:
4.2.1 Ofertas de venta de energía:
De carácter obligatorio para todos aquellos PM asociados a unidades de programación que, en aplicación de la normativa vigente, están obligados a realizar ofertas de venta de energía para cada periodo de programación. Esta obligación aplicará a la totalidad de la potencia