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Timestamp: 2016-12-04 14:20:40+00:00

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RESOLUCIÓN de 17 de marzo de 2004, de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico
RESOLUCIÓN de 17 de marzo de 2004, de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico	RESOLUCIÓN de 17 de marzo de 2004, de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico Mis Leyes
RESOLUCIÓN de 17 de marzo de 2004, de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico Estado	:
Previsión de la demanda P.O.2.1.
Previsión de la cobertura y análisis de seguridad del sistema eléctrico P.O.2.2.
Planes de Mantenimiento de las Unidades de Producción P.O. 2.5.
Programación de la Generación P.O. 3.1.
Programación del mantenimiento de la red de transporte P.O.3.4.
Comunicación y tratamiento de las indisponibilidades de las unidades de producción P.O.3.6.
Gestión de las interconexiones internacionales P.O. 4.
ANEXO A. Líneas de interconexión internacional de tensión inferior a 220 kV.
Información intercambiada por Red Eléctrica P.O. 9.
ANEXO 1. Contenido de la base de datos estructural.
ANEXO 2. Información que se enviará a Red Eléctrica en tiempo real.
ANEXO 3. Informes de incidencias.
Visto el Real Decreto 2019/1997 de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica;
Visto el Real Decreto-ley 6/2000 de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios;
Vista la Resolución de la Secretaria de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, de 5 de abril de 2001, por la se modifican las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica;
Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema, de acuerdo con lo establecido en el artículo 31 del Real Decreto 2019/1997, para la modificación de los procedimientos P.O.- 2.1, P.O.- 2.2, P.O.- 2.5, P.O.3.1, P.O.- 3.4, P.O.- 3.6 y P.O.4, así como la aprobación de un nuevo procedimiento P.O. 9 que englobe en un solo procedimiento todos los aspectos relativos al intercambio de información en los que interviene el operador del sistema y que sustituya a los actualmente vigentes P.O.- 9.1, P.O.- 9.2, P.O.- 9.3, P.O.- 9.4, P.O.- 9.5 y P.O- 9.6;
Considerando que como consecuencia de los cambios en las normas sobre la publicidad de la información, establecidas en el Real Decreto-ley 6/2000 de 23 de junio y en las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica aprobadas el 5 de abril de 2001, se hace necesario revisar los Procedimientos de Operación vigentes,
Esta Secretaría de Estado, previo informe de la Comisión Nacional de la Energía, ha adoptado la presente resolución:
Quedan derogados los siguientes procedimientos para la operación del sistema eléctrico:
Excmo. Sr. Presidente de la Comisión Nacional de la Energía, Sr. Presidente de Red Eléctrica de España, S. A., y
Sra. Presidenta de la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad S. A.
P.O.3.1 Programación de la generación. P.O.3.4 Programación del mantenimiento de la Red de Transporte.
I. Previsión de la demanda P.O.2.1.
II. Previsión de la cobertura y análisis de seguridad del sistema eléctrico P.O.2.2.
Análisis en nudo único.
Análisis zonal, detectando posibles problemas de cobertura.
En las centrales de carbón nacional se supondrá una compra anual garantizada por central, equivalente al cupo aprobado para ella en el Plan de la Minería del Carbón. Las entregas correspondientes al período estudiado se supondrán lineales y por las cantidades pendientes hasta la fecha horizonte contemplada en el análisis.
Las aportaciones futuras en los embalses de regulación se obtendrán de su función de distribución probabilística. El estado inicial de los embalses en cada ejecución, será el proporcionado por los agentes propietarios al comienzo de cada periodo, según lo dispuesto más adelante en este procedimiento.
Las existencias en parques de carbón y en tanques de combustible serán las declaradas por sus propietarios al comienzo de cada período de estudio.
Los planes de revisión de las centrales serán los elaborados por Red Eléctrica a partir de la información recibida de las empresas propietarias.
La estructura de consumo en termias de Poder Calorífico Inferior (PCI) será la obtenida a partir de los datos disponibles de explotación de las centrales.
Se considerarán también las previsiones generales sobre el funcionamiento de los mercados que pueda proporcionar el OM.
III. Planes de Mantenimiento de las Unidades de Producción P.O. 2.5.
Identificación de la central y/o grupo afectado por la indisponibilidad o en su caso, fracción de potencia total afectada de indisponibilidad.
Alcance de los trabajos de mantenimiento o naturaleza de la indisponibilidad en su caso.
IV. Programación de la Generación P.O. 3.1. V. Programación del mantenimiento de la red de transporte P.O.3.4.
Red Eléctrica de España en su condición de operador del sistema y gestor de la red de transporte, en adelante Red Eléctrica.
Empresas propietarias u operadoras de las redes de distribución conectadas a la red de transporte, en su caso.
Consumidores cualificados con conexión directa a la red de transporte.
Empresas propietarias u operadores de grupos generadores con conexión directa a la red de transporte.
La empresa que solicita los trabajos;
Los elementos afectados (línea, transformador, barra, protección, etc.) indicando el estado de disponibilidad previsto durante los trabajos;
Una breve descripción de los trabajos a realizar y de sus implicaciones;
La duración prevista;
Las fechas deseadas de realización;
El margen de movilidad posible en el calendario;
La posibilidad de reposición diaria y tiempo de la misma;
El tiempo de reposición en situación de emergencia;
Cualquier otra información que se juzgue oportuna.
Incompatibilidad de indisponibilidades simultáneas: En caso de incompatibilidad entre varios descargos, tendrán prioridad de ejecución los que hubieran sido programados en el Plan Anual de Descargos, con excepción de las indisponibilidades resultantes de averías que puedan poner en peligro la seguridad del sistema, personas o bienes.
Alteraciones de las condiciones previstas a largo plazo: Una alteración sustancial de las condiciones de operación, respecto de las que, con las mejores previsiones disponibles, hubieran sido consideradas en el momento de la ejecución del Plan Anual de Descargos, podrá ser motivo para no autorizar un descargo incluido en dicho plan. La decisión deberá estar justificada por el impacto negativo, bien desde el punto de vista técnico bien desde el económico, que el descargo induzca en la operación.
Trabajos que den lugar a restricciones de generación: Aquellos trabajos que hayan sido solicitados en las fechas inicialmente acordadas en el Plan Anual de Descargos y cuya ejecución dé lugar a restricciones de producción de grupos generadores, serán autorizados en la semana en que se soliciten en firme siempre que las condiciones de operación previsibles a lo largo del año en curso no posibiliten otra fecha alternativa más aconsejable por razones técnicas o económicas.
No obstante, si las condiciones de ejecución de los trabajos permitiesen la reposición, bien diaria, bien en cualquier momento a petición de Red Eléctrica, su autorización quedará condicionada hasta que se conozca el perfil de generación, o el valor de la demanda y el estado de la red en el período en cuestión. En el Plan Semanal de Descargos, dichos trabajos se identificarán de forma que los despachos estén informados de las condiciones exigidas para su ejecución. Si la indisponibilidad no fuese autorizada finalmente por no cumplir las condiciones exigidas, entonces la petición será incorporada en la siguiente revisión del Plan Anual de Descargos, sin perjuicio de que pueda ser solicitada en semanas posteriores y autorizadas en el caso de que fuere posible.
Los trabajos que surjan en un plazo inferior al indicado en el Plan Semanal de Descargos, tal y como se ha descrito en el punto 3.2, se tratarán como descargos de corto plazo cuya tramitación abarcará desde las 20:00 horas del lunes -fin del plazo para el ámbito semanal- hasta el día en que se pretenda iniciar los trabajos.
Indisponibilidades fortuitas que, como consecuencia de una avería, no puedan ser resueltas de otra forma por parte del propietario de la instalación.
Indisponibilidades urgentes que surjan tras la programación semanal y cuyo retraso para un posterior ciclo semanal de descargos conduzca a una merma apreciable de la seguridad del sistema, ponga en riesgo la seguridad de personas o instalaciones, o cree una restricción de generación o transporte.
Indisponibilidades programadas que puedan ser anticipadas para un horizonte definido como de corto plazo, en el caso de que dicha anticipación sea favorable para el sistema. De acuerdo con la decisión a tomar por Red Eléctrica, dichos trabajos se deberán iniciar cuanto antes.
Indisponibilidades que habiéndose tramitado en el horizonte semanal, su autorización hubiera quedado condicionada al conocimiento más concreto de las condiciones de operación. Las condiciones de ejecución de estos trabajos deberán permitir una reposición diaria o en un plazo razonable de interrupción de los trabajos a petición de Red Eléctrica.
Trabajos en elementos que vayan a estar fuera de servicio por estar cubiertos por otros trabajos autorizados en el ámbito semanal y que hayan surgido tras la pertinente decisión semanal.
Causa que justifique el tratamiento de la indisponibilidad en el corto plazo;
Responsable de los trabajos;
Elementos afectados (línea, transformador, barras, protecciones, etc.), indicando el estado de disponibilidad durante los trabajos;
Duración prevista;
Fecha deseada para su realización;
Margen de movilidad posible de la fecha propuesta;
Posibilidad de reposición diaria y tiempo de la misma;
Tiempo de reposición en situación de emergencia;
Para los trabajos descritos en la letra d del apartado 3.3.1 anterior no es necesario reenviar la información ya comunicada en el ámbito semanal. Sólo se debe indicar, en su caso, el cambio ocurrido en las condiciones de ejecución de los trabajos.
VI. Comunicación y tratamiento de las indisponibilidades de las unidades de producción P.O.3.6.
Independientemente de la causa que haya provocado la indisponibilidad, la potencia neta indisponible de un grupo, excepto en los casos para los que se indica un tratamiento específico, vendrá determinada por la diferencia entre la potencia neta instalada en barras de central y la potencia neta realmente disponible.
El período de indisponibilidad es el comprendido entre el instante en que ésta se inicia y aquél en que finaliza. La finalización de una indisponibilidad no se considerará efectiva hasta que ésta sea comunicada a Red Eléctrica. En consecuencia, la comunicación de disponibilidad de una unidad de producción no tendrá efecto retroactivo.
Durante el proceso de arranque y parada de un grupo se considerará disponible toda su potencia neta instalada, salvo que exista alguna causa que lo limite.
El retraso en el acoplamiento, siempre que éste se produzca una vez finalizada la hora en la que se hallaba programado, tendrá consideración de indisponibilidad total del grupo durante el período de tiempo comprendido entre el inicio de la hora en que estaba previsto acoplar y el instante de acoplamiento efectivo, en horas y minutos.
Durante el período de realización de pruebas se considerará que el grupo está disponible si la naturaleza de las mismas permite su anulación o modificación, en caso de requerimiento de Red Eléctrica.
La disponibilidad de una unidad de producción no se verá afectada cuando no existan medios suficientes en la red de transporte o, en su caso, en la red de distribución, que posibiliten la evacuación de la potencia de dicha unidad de producción, estando ésta en condiciones de generarla. Se considerarán, por el contrario, indisponibilidades del grupo generador todas aquellas situaciones de reducción de su producción debidas a problemas en elementos o equipos de conexión del grupo con el correspondiente punto frontera de la red de transporte, o en su caso, de la red de distribución (transformador de salida de grupo, interruptor de generación, líneas directas de conexión con la red de transporte o red de distribución, etc.).
Tras recibir la declaración de una indisponibilidad, siempre que su consideración sea compatible con el horario de comunicación del PHO contemplado en los procedimientos de operación, Red Eléctrica modificará la programación de la unidad afectada en el siguiente PHO que deba ser comunicado, incluyendo el nuevo programa realizable por la unidad.
Previamente al inicio de las sesiones del Mercado diario (MD) e Intradiario (MI), Red Eléctrica comunicará los datos relativos a las indisponibilidades al OM. Si se produjese alguna modificación de indisponibilidad posteriormente, el agente comunicará, vía SIOS, la citada modificación a Red Eléctrica y éste, a su vez, al OM, tan pronto la haya verificado.
Si mediante la asignación de gestión de desvíos o en las sesiones del MI se modificase el programa de una unidad de producción declarada indisponible, la comunicación de un adelanto en la finalización de la indisponibilidad previamente comunicada, no podrá dar lugar a una nueva modificación de su programa hasta la siguiente sesión del MI, aunque sí a la finalización del período de indisponibilidad.
La declaración de indisponibilidad y la correspondiente modificación del PHO no eximirá al agente titular de la unidad de producción afectada de la responsabilidad de participar, en la medida que le corresponda, en los costes originados.
Red Eléctrica informará a la Comisión Nacional de la Energía de los incumplimientos que observe por falta de comunicación de los datos de indisponibilidad por parte de los agentes titulares de las unidades de producción o errores en la información transmitida.
VII. Gestión de las interconexiones internacionales P.O. 4.
El operador del mercado (OM).
Los agentes del mercado (AM).
Con carácter general, no se admitirán sobrecargas transitorias en las líneas de interconexión respecto a su límite térmico estacional.
Con carácter excepcional, se considerarán los siguientes criterios:
En los casos en los que sea posible tomar medidas rápidas de operación después de la ocurrencia de una contingencia, se considerarán únicamente contingencias de fallo simple y fallo simultáneo de líneas de doble circuito que compartan apoyos a lo largo de más de 30 km de su trazado.
Para aquellos otros casos en los que no sea factible aplicar de forma rápida medidas correctoras de operación tras la ocurrencia de una contingencia, se considerarán contingencias de fallo sucesivo de grupo y línea o de dos grupos, uno español y otro del otro lado de la interconexión.
En todas las interconexiones, se comprobará, para el nivel máximo de intercambio resultante, la estabilidad dinámica de frecuencia y tensión del sistema mediante el análisis de su comportamiento frente a contingencias. Caso de detectarse limitaciones por este motivo, éstas impondrán el nivel máximo de intercambio.
Adicionalmente a los criterios recogidos en el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico, se tendrán en cuenta los desvíos previsibles de regulación en cada interconexión debido a fluctuaciones de la generación y la demanda, cuyo valor establecerá y comunicará Red Eléctrica de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los intercambios de información con Red Eléctrica.
Horizonte semanal: Corresponde a los siete días naturales siguientes. Se considerarán las indisponibilidades programadas de generación y red, y se analizarán los períodos horarios correspondientes a los escenarios llano/punta y valle de demanda. El supuesto de despacho de generación para cada día se basará en el despacho del día equivalente de la semana anterior.
Red Eléctrica realizará las lecturas de los contadores registradores según el Real Decreto 2018/1997 y sus Instrucciones Técnicas Complementarias.
Líneas de interconexión internacional de tensión inferior a 220 kV.
VIII. Información intercambiada por Red Eléctrica P.O. 9.
Los procesos de intercambio de información en los que interviene Red
Eléctrica se pueden considerar agrupados de la siguiente forma:
SIOS: El Sistema de Información de la Operación del Sistema.
La BDE incluirá los registros de todos los elementos dados de alta en el sistema eléctrico gestionado por Red Eléctrica. Igualmente incluirá los registros de elementos en proyecto y construcción y de elementos planificados, con los valores disponibles, si bien éstos se considerarán provisionales hasta su puesta en servicio. Estos últimos registros se darán de alta para facilitar la realización de los estudios de planificación de la red de transporte y los diferentes análisis de previsiones del sistema eléctrico. Con carácter general, no se incluirán en la BDE los grupos generadores que no estén conectados a la red de transporteoalaredcomplementaria y que no estén sujetos a instrucciones de Red Eléctrica, salvo que la potencia vertida por ellos en un nudo de la red sea superior a 50 MW.
Confidencialidad absoluta y a toda prueba de la información propiedad de cada agente.
Acuse de recibo a cada agente de sus ofertas, con indicación de fecha y hora.
Todas las magnitudes económicas están referidas en unidades de céntimos de EURO (cA).
Integridad referencial de los datos grabados.
Uso de certificados digitales.
Utilización de tarjetas inteligentes o medios equivalentes para acceso al sistema. Cada usuario AM poseerá una tarjeta de identificación o equivalente donde se almacenara su certificado y firma digital y sus datos identificadores y poseerá además un código para evitar su utilización indebida en caso de robo o extravío.
El detalle de la información intercambiada por Red Eléctrica mediante el sistema SIOS se recoge en los documentos siguientes: Modelo de Ficheros para el Intercambio de Información entre el OS y Agentes, Modelo de Ficheros para el Intercambio de Información entre el OS y el OM y Modelo de Ficheros de Intercambio de Información para la Gestión del Servicio Complementario de Control de Tensión en la Red de Transporte o documentos que los sustituyan.
En todo caso, el OM y Red Eléctrica garantizarán el secreto de la información de carácter confidencial puesta a su disposición por los agentes del mercado, tal y como se establece en los apartados 2.f y 2.k de los artículo 27 y 30, respectivamente, del Real Decreto 2019/1997.
Se les comunicará la información de las instalaciones de generación y red correspondientes a la red bajo su gestiónyalaredobservable por ellos mismos. La información de generación se desagregará por unidad de oferta e incluirá las indisponibilidades de grupos. La información sobre la situación de la red incluirá las indisponibilidades tanto programadas como fortuitas.
El Concentrador Principal recibe y gestiona la información intercambiada entre los puntos frontera del mercado eléctrico español de acuerdo con los requisitos establecidos en el Real Decreto 2018/1997 y las Instrucciones Técnicas Complementarias que lo desarrollan.
Los productores (o, en su caso, agentes vendedores en su representación), transportistas, distribuidores, comercializadores y clientes cualificados dentro del ámbito de sus competencias están obligados a facilitar la información actualizada estructural y de inventarios a Red Eléctrica de acuerdo a la versión vigente del documento Información de Medidas entre Agentes y Red Eléctrica.
La información descrita en el apartado 6.2.3 de este documento se pondrá a disposición del OM de acuerdo con la versión vigente del documento Modelo de ficheros para el intercambio de información entre REE y OM/Agentes.
Entrada de combustible en centrales/grupos térmicos en toneladas y termias (PCI) desglosado por clases de carbón o fuelóleo en las centrales de este tipo.
Consumo de combustible en centrales/grupos térmicos en toneladas y termias (PCI) desglosado por clases de carbón o fuelóleo en las centrales de este tipo.
Existencias de combustible en centrales/grupos térmicos en toneladas y termias (PCI) desglosado por clases de carbón o fuelóleo en las centrales de este tipo.
La información correspondiente al día D que Red Eléctrica publicará el día D+4 es la siguiente:
La pérdida de una o varias instalaciones de transporte y/o de otros elementos del sistema eléctrico (generación y/o transformación transporte-distribución) cuando ésta resulte en una violación de los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema eléctrico establecidos en el correspondiente procedimiento de operación o en una pérdida directa de mercado.
Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje electrónico o físico, terrorismo dirigido contra el sistema eléctrico o sus componentes con intención de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad del sistema eléctrico en su conjunto.
En el caso de que se produzca alguna incidencia de las definidas en el apartado anterior, el agente titular de las instalaciones o del suministro afectado deberá facilitar a Red Eléctrica y en un plazo de 2 horas la mejor información de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta información que constituye el informe preliminar de la incidencia contendrá, al menos, los aspectos a, b, c y d que se recogen en el Anexo 3 que resulten de aplicación.
Cuando se produzca una incidencia de las que son objeto de un informe preliminar, Red Eléctrica incluirá la información correspondiente en un Parte Diario de Incidencias que se pondrá a disposición de los agentes antes de las doce horas del día siguiente a la ocurrencia de la misma.
Caudal nominal de bombeo (mv/s).
Características de la turbina: se ha de proporcionar un modelo simplificado de la turbina incluyendo la constante de tiempo del agua Tw .
Datos principales de los equipos de control de tensión:
Servicio complementario de control de tensión: Declaración explícita de cumplimiento de requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento de operación en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión o incumplimientos, en su caso, y su justificación.
Datos de los transformadores de grupo: Ver transformadores de transporte.
Datos de la línea de evacuación (en su caso): Ver líneas de transporte.
Curva cota/volumen (mínimo 3º grado).
Factores de saturación.
En el caso de ciclos combinados de múltiple eje, la información aquí solicitada se enviará por separado para cada turbina de gas y de vapor:
5. Datos para programación y regulación terciaria:
6. Datos principales de los equipos de control de tensión:
7. Servicio complementario de control de tensión:
Servicios auxiliares, relés de mínima tensión y/o de mínima frecuencia: indicar ajustes y para el relé de mínima tensión fases en que mide.
Potencia acogida al Real Decreto 2818/1998 (MW).
Datos para programación y regulación terciaria:
Datos de regulación secundaria:
Datos de cada generador:
Reactancias no saturada síncrona, transitoria y subtransitoria para ejes directo y transverso ().
Datos del transformador principal: Ver transformadores de transporte.
Datos de la línea de evacuación (en su caso.: Ver líneas de transporte.
Tipo (modelo y características de control; información complementaria).
Resistencias y reactancias estatórica y rotórica; esta última para diferentes valores de deslizamiento ().
Reactancia de magnetización ().
Datos del transformador de parque (en caso de ser éste el transformador de conexión a la red, usar el formulario del punto 4):
Características de regulación (arrollamiento con tomas, nº de tomas, relación máxima y mínima).
Datos de la línea de evacuación de cada parque (en su caso) (en caso de ser ésta la línea de conexión a la red de transporte, usar el formulario del punto 5):
Resistencia en secuencia directa ().
Reactancia en secuencia directa ().
Susceptancia en secuencia directa (µS).
Resistencia en secuencia homopolar ().
Reactancia en secuencia homopolar ().
Susceptancia en secuencia homopolar (µS).
Datos del transformador de conexión a la red: Ver transformadores de transporte.
Protecciones: ver epígrafe Protecciones.
Resistencia de secuencia directa ().
Reactancia de secuencia directa ().
Resistencia de secuencia homopolar ().
Reactancia de secuencia homopolar ().
Temperatura máxima de diseño del conductor (ºC).
El presente epígrafe es de aplicación a los transformadores conectados entre red de transporte, red complementaria y red observable. Los transformadores que alimentan cargas y los conectados a redes no observables se tratan bajo el epígrafe Instalaciones de consumo.
Tipo de transformador: configuración (trifásico o banco), autotransformador/transformador, circuito magnético (nº de columnas).
Número de tomas en cada arrollamiento y extensión de tomas (%). Número de la toma principal (correspondiente a la tensión nominal del transformador), de la toma habitual (regulación en vacío) y de la toma máxima.
El presente epígrafe es de aplicación a los transformadores que alimentan cargas y los conectados a redes no observables. Los transformadores conectados entre red de transporte, red complementaria y red observable se tratan bajo el epígrafe Transformadores.
Características y ajuste del relé de frecuencia. Este punto es adicional a los recogidos bajo en epígrafe Protecciones:
Tiempo que se mantiene la búsqueda de condiciones de cierre a partir de la orden dada (min)
Los valores que se dejen en blanco se supondrá que son mayores del doble del límite térmico estacional de invierno del elemento que protegen.
Si fuese necesario se distinguirá entre factor de potencia inductivo y capacitivo.
Los transformadores conectados a la red de transporte y a la red complementaria se tratan en el capítulo de Sistema de Transporte y Red Complementaria.
Información que se enviará a Red Eléctrica en tiempo real.
Afectación directa al mercado: ubicación y número de clientes afectados, demanda (en MW) interrumpida y la duración de la interrupción (con indicación de si se trata de dato o previsión).
Procedimiento de operación P.O.-3.1:
RESOLUCIÓN de 1 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueba el procedimiento de operación del sistema 4.0 "Gestión de las Conexiones Internacionales"	Cerrar PDF
RESOLUCIÓN de 17 de marzo de 2004, de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico	Trámites

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RESOLUCIÓN 
 Real Decreto 
 Resolución 
 artículo 31
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 artículo 27
 Real Decreto 
 Real Decreto 
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