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11330 Sábado 18 marzo 2000 BOE núm. 67
I. Disposiciones generales
MINISTERIO
DE ASUNTOS EXTERIORES
5203 ORDEN de 7 de marzo de 2000 por la quese corrigen errores de la Orden de 4 de octubrede 1999, por la que se crea una Oficina Con-sular Honoraria en Montego Bay (Jamaica).
Advertidos errores en el texto de la Orden de 4 deoctubre de 1999 por la que se crea una Oficina ConsularHonoraria en Montego Bay (Jamaica), publicada en el«Boletín Oficial del Estado» número 245, de 13 de octu-bre de 1999, página 36256, se procede a efectuar lasoportunas rectificaciones:
En el preámbulo donde dice: «... un ViceconsuladoHonorario...», debe decir: «... una Agencia Consular Hono-raria...».
En el apartado primero, donde dice: «... con categoríade Viceconsulado Honorario...», debe decir: «... con cate-goría de Agencia Consular Honoraria...».
En el apartado segundo, donde dice: «... categoríade Vicecónsul Honorario...», debe decir: «... categoría deAgente Consular Honorario...».
Madrid, 7 de marzo de 2000.
MATUTES JUAN
Excmos. Sres. Subsecretario; Secretario general de Polí-tica Exterior y para la Unión Europea y Embajadorde España en Kingston.
MINISTERIO
DE INDUSTRIA Y ENERGÍA5204 RESOLUCIÓN de 10 de marzo de 2000, de
la Secretaría de Estado de Industria y Energía,por la que se aprueba el procedimiento deoperación del sistema (P.O. - 7.4) «Serviciocomplementario de control de tensión de lared de transporte».
Vista la propuesta realizada por el Operador del Sis-tema de acuerdo con el apartado 1 del artículo 31 delReal Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por elque se organiza y regula el mercado de producción deenergía eléctrica.
El procedimiento propuesto actualiza el aprobadomediante Resolución de 30 de julio de 1998 corres-pondiente al servicio complementario de control de ten-
sión por los generadores, solventando aspectos resueltosinsuficientemente, como el no contemplar a todos losagentes que intervienen en el control de tensión.
De acuerdo con lo anterior y previo informe de laComisión Nacional del Sistema Eléctrico, esta Secretaríadel Estado resuelve:
Primero.—Se aprueba el procedimiento para la ope-ración del sistema eléctrico que figura como anexo dela presente Resolución.
Segundo.—La presente Resolución entrará en vigorel primer día del mes siguiente a su publicación.
La presente Resolución pone fin a la vía administrativade acuerdo con lo establecido en la Ley 30/1992, de26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Adminis-traciones Públicas y del Procedimiento AdministrativoComún y en la Ley 6/1997, de 14 de abril, de Orga-nización y Funcionamiento de la Administración Generaldel Estado.
Madrid, 10 de marzo de 2000.—El Secretario de Esta-do, José Manuel Serra Peris.
Ilmo. Sr. Director general de la Energía.Excmo. Sr. Presidente de la Comisión Nacional del Sis-
tema Eléctrico.Sr. Presidente de «Red Eléctrica de España, Sociedad
Anónima».Sra. Presidenta de la «Compañía Operadora del Mercado
Español de Electricidad, Sociedad Anónima».
ANEXO
P.O. - 7.4
Servicio complementario de control de tensiónde la red de transporte
1. Objeto
El objeto de este procedimiento es establecer el modoen que los sujetos del sistema eléctrico español prestaránel servicio complementario de control de la tensión dela red de transporte.
Este servicio es imprescindible para que la operacióndel sistema se realice en las condiciones de seguridady fiabilidad requeridas de forma que el suministro deenergía a los consumidores finales se efectúe con losniveles de calidad adecuados y las unidades de produc-ción puedan funcionar en las condiciones establecidaspara su operación normal.
2. Ámbito de aplicación
Este procedimiento es aplicable al Operador del Sis-tema (OS), al Operador del Mercado (OM), a los trans-portistas, a los productores acogidos al régimen ordi-nario, distribuidores, consumidores cualificados no aco-gidos a tarifa conectados a la red de transporte y a losgestores de las redes de distribución.
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3. Definiciones
Control de tensión: El control de tensión consiste enel conjunto de actuaciones sobre los recursos de gene-ración y absorción de potencia reactiva (generadores,reactancias, condensadores, etc.) y otros elementos decontrol de tensión, como los transformadores con cam-biador de tomas, orientadas a mantener las tensionesen los nudos de la red de transporte dentro de los már-genes especificados para garantizar el cumplimiento delos criterios de seguridad y calidad del suministro eléc-trico.
4. Proveedores del servicio
Los proveedores del servicio serán:
a) Todos los grupos generadores, que se regulenpor el régimen ordinario, de potencia neta registradaigual o superior a 30 MW y con conexión directa o através de una línea específica de evacuación, a nudosde la red de transporte.
Dentro de este conjunto, se considerará proveedordel servicio cualquier grupo generador asociado a uni-dades de producción térmica, centrales de bombeo ounidades de gestión hidráulica, que participe en el mer-cado de producción, esté afecto a un contrato bilateralfísico o actúe como compensador síncrono.
Los generadores pertenecientes al régimen especialserán proveedores del servicio en el momento en quela regulación establecida para este tipo de producciónlo permita. Hasta entonces, la producción correspondien-te a las instalaciones abastecidas por recursos o fuentesde energía renovables, residuos y cogeneración se regirápor lo establecido en el Real Decreto 2818/1998, de23 de diciembre, o normativa posterior que lo sustituya.
Cuando varios grupos de potencia neta registradainferior a 30 MW viertan su energía en un mismo nudode la red de transporte y la suma de sus potencias netasregistradas sea igual o superior a 30 MW se consideraránproveedores del servicio en los períodos en los que lapotencia global generada sea igual o superior a 30 MW.
b) Las empresas transportistas.
c) Los consumidores cualificados no acogidos a tari-fa (1) conectados directamente, o a través de una líneaespecífica, a nudos de la red de transporte (en adelante«consumidores proveedores del servicio») con potenciacontratada igual o superior a 15 MW.
Cuando previa petición del proveedor del servicio,para el control y medida del servicio complementario,el Operador del sistema haya agrupado las magnitudescorrespondientes al consumo de varios puntos fronteraque converjan en el mismo nudo de la red de transportey estén asociados al mismo proveedor, este consumidorse considerará proveedor del servicio cuando la sumade las potencias contratadas sea igual o superiora 15 MW.
d) Los gestores de las redes de distribución. En unafase inicial esta gestión corresponderá a los propios dis-tribuidores que deberán prestar el servicio gestionandolos elementos de control de tensión de su propiedad.Una vez desarrolladas las funciones asignadas a los ges-tores en relación con el control de tensión en las redesde distribución, éstos prestarán el servicio complemen-tario de control de tensión de la red de transportemediante la actuación sobre todos los elementos de con-trol de tensión de la zona bajo su gestión, en la formaque se establece en este procedimiento.
(1) Los consumidores acogidos a tarifa se regularán de acuerdo con
lo establecido en el anexo I de la Orden ministerial de 12 de enero de 1995,
o normativa posterior que la modifique.
5. Funciones del operador del sistema
Las funciones del Operador del sistema en lo quese refiere al servicio complementario de control de ten-sión son las siguientes:
a) Identificar los puntos frontera de la red de trans-porte y determinar y publicar las consignas de tensióna mantener en ellos.
b) Asignar el servicio que deben prestar los dife-rentes proveedores conforme a sus ofertas de capacidadadicional y emitir las instrucciones para la operación entiempo real de los elementos de control de tensión dela red de transporte.
c) Controlar y medir la prestación del servicio.d) Facilitar al Operador del mercado la información
necesaria para la liquidación del servicio a aquellos pro-veedores que sean agentes del mercado o que participenen el mismo a través de agentes comercializadores.
e) Facilitar a la Comisión Nacional del Sistema Eléc-trico (CNSE) la información necesaria para el seguimientodel servicio prestado por todos los proveedores, parala liquidación del servicio prestado por los gestores delas redes de distribución y para la liquidación de la acti-vidad de transporte.
f) Aplicar, en caso necesario, los mecanismos excep-cionales previstos al efecto que garanticen la seguridady calidad del servicio en tiempo real.
6. Prestación del servicio
Debido al carácter eminentemente local del controlde tensión y a la imposibilidad, en la situación actual,de implantar un mercado competitivo aplicable a todaslas zonas, para garantizar la seguridad del sistema seestablece un servicio complementario que requiere unaprestación mínima de carácter obligatorio.
Adicionalmente, existirá una prestación opcional delos recursos que excedan la parte obligatoria.
6.1 Requisitos obligatorios.—Como condición técni-ca de conexión a la red de transporte, para garantizarel correcto funcionamiento y la seguridad del sistema,los proveedores de este servicio complementario debe-rán prestar los servicios mínimos siguientes:
6.1.1 Generadores.—Los generadores deberán dis-poner de un margen mínimo obligatorio de potencia reac-tiva tanto en generación como en absorción para la pres-tación del servicio, y deberán modificar su produccióny absorción de potencia reactiva dentro de dichos límites,de forma que colaboren en el mantenimiento de la ten-sión en barras de central dentro de los márgenes devariación definidos por el valor de consigna de tensióny la banda de variación admisible en torno a la mismaestablecidas por el Operador del sistema.
Para los generadores se establece como margen depotencia reactiva mínimo obligatorio requerido en barrasde central a tensión nominal de la red de transporte,el definido por la potencia activa neta instalada deter-minada a partir de la información recogida en el RegistroAdministrativo de Instalaciones de Producción de Ener-gía Eléctrica y los siguientes valores de coseno de ˚:
a) Cos ˚ capacitivo igual a 0,989 (generación depotencia reactiva equivalente al 15 por 100 de la poten-cia activa neta máxima).
b) Cos ˚ inductivo igual a 0,989 (absorción depotencia reactiva equivalente al 15 por 100 de la poten-cia activa neta máxima).
Este margen de generación/absorción de reactivadeberá ser capaz de proporcionarlo el grupo para todoel rango de variación de la potencia activa comprendidoentre el mínimo técnico y su potencia activa neta máxima.
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Estos requisitos variarán en función del valor de latensión en el correspondiente nudo de la red de trans-porte según la función lineal indicada gráficamente enel anexo 6.
6.1.2 Transportistas.—Están obligados a prestar elservicio con todos los medios disponibles para este finen la red de su propiedad: reactancias, condensadores,transformadores con regulación, apertura de líneas parael control de tensión y otros elementos de gestión dereactiva y control de tensión.
Deberán colaborar, con el movimiento de los regu-ladores de tomas en carga de los transformadores desu propiedad y la maniobra de sus elementos de controlde tensión, al mantenimiento de la tensión en los corres-pondientes nudos de tensión controlada dentro de losmárgenes de variación definidos por el Operador del sis-tema y deberán seguir, en cualquier caso, las instruc-ciones que imparta el Operador del sistema.
6.1.3 Consumidores proveedores del servicio.—Seestablecen los siguientes requisitos obligatorios aplica-bles a los consumidores proveedores del servicio, encada uno de los tres períodos horarios (punta, valle yllano) establecidos en el anexo 7 de este Procedimiento.
a) Período horario de punta:
El consumo de potencia reactiva no podrá exce-der el 33 por 100 del consumo de potencia activa(Cos ˚ » 0,95 inductivo).
b) Período horario de valle:
No podrá existir entrega de potencia reactiva a lared de transporte (Cos ˚ » 1 inductivo).
c) Período horario de llano:
El consumo de potencia reactiva no podrá excederel 33 por 100 del consumo de potencia activa y nopodrá existir entrega de potencia reactiva a la red detransporte (0,95 inductivo R Cos ˚ R 1,00 inductivo).
Una explicación gráfica de la zona donde debenmoverse estos proveedores se presenta en el anexo 2.
6.1.4 Gestores de las redes de distribución.—Debe-rán cumplir los mismos requisitos obligatorios indicadosen el apartado anterior para los consumidores provee-dores del servicio.
Para el cumplimiento de estos requerimientos en loscorrespondientes puntos frontera de conexión a la redde transporte, deberán utilizar los elementos de controlde tensión de las instalaciones en el ámbito de su gestión.
6.2 Oferta de recursos adicionales.—Los producto-res, consumidores proveedores del servicio y los gestoresde las redes de distribución podrán ofertar sus posiblesrecursos adicionales disponibles que excedan los requi-sitos mínimos obligatorios.
Inicialmente las ofertas de recursos adicionales nollevarán asociado precio de oferta, retribuyéndose suasignación y utilización posterior mediante un sistemade precios regulados.
El Ministerio de Industria y Energía, previo informede la CNSE, publicará, para ello, antes del 15 de sep-tiembre de cada año, los precios regulados en funciónde los cuales serán retribuidos estos recursos adicionalesdurante el año siguiente.
6.2.1 Generadores.—Los productores podrán ofertarla disponibilidad de una banda adicional de generacióny/o absorción de potencia reactiva que exceda la corres-pondiente a los recursos obligatorios.
Asimismo, los productores podrán presentar ofertasque contemplen el funcionamiento de los grupos comocompensadores síncronos.
En cada oferta se indicará el mes o meses del añoa que aplica.
6.2.2 Consumidores proveedores del servicio y ges-tores de las redes de distribución.—Los consumidoresproveedores del servicio y los gestores de las redes dedistribución podrán presentar al Operador del sistemaofertas de sus recursos adicionales disponibles que exce-dan los requisitos mínimos obligatorios.
En cada oferta se indicará el mes o meses del añoy el período horario (períodos de punta, valle o llanoestablecidos en el anexo 7 de este Procedimiento) alos que aplica.
En el caso de que el consumidor cualificado no par-ticipe directamente en el mercado de producción y lohaga a través de un agente comercializador, la ofertade recursos adicionales de generación/absorción depotencia reactiva la presentará este agente, constituyén-dose en interlocutor único para todos los aspectos rela-cionados con el servicio complementario de control detensión.
7. Información que deberán facilitar los proveedoresdel servicio al Operador del sistema
Antes del 15 de octubre de cada año, los proveedoresdel servicio deberán enviar al Operador del sistema lainformación indicada en este apartado.
En el caso de incorporación de nuevas instalacionesen el transcurso del año, los titulares de éstas deberánfacilitar al Operador del sistema esta misma información,antes de la entrada en servicio de la correspondienteinstalación, y podrán presentar, en su caso, ofertas delos recursos adicionales, en plazo diferente al anterior-mente indicado, incorporando, en cualquier caso, en sucomunicación la fecha prevista para la entrada en ser-vicio de la nueva instalación.
7.1 Generadores.—Los generadores podrán ofertarsu capacidad máxima de generación y absorción depotencia reactiva, mediante una declaración de la dis-ponibilidad de los recursos mínimos obligatorios y ofertaopcional de los recursos adicionales que excedan el mar-gen mínimo obligatorio.
Estos datos corresponderán a barras de central y seexpresarán, para cada mes del año, en forma tabular,asociando a cinco valores de potencia activa neta repre-sentativos de todo su margen de producción (desde elmínimo técnico hasta la potencia neta máxima), los valo-res límites de generación y absorción de potencia reac-tiva correspondientes a su funcionamiento a distintosvalores de tensión de acuerdo con los criterios siguientes:
a) Para generadores con evacuación en el nivel de400 kV se facilitarán 11 valores de generación y otros11 valores de absorción de potencia reactiva distribuidosuniformemente en el rango comprendido entre 380 kVy 420 kV, inclusive, para valores de tensión separadosentre sí 4 kV.
b) Para generadores con evacuación en el nivel de220 kV se facilitarán 11 valores de generación y otros11 valores de absorción de potencia reactiva distribuidosuniformemente en el rango comprendido entre 205 y235 kV, inclusive, para valores de tensión separadosentre sí 3 kV.
Se permitirá que aquellos productores que lo deseenpuedan realizar más de una oferta mensual por cadagrupo, para considerar los diferentes márgenes de capa-cidad de generación y absorción de potencia reactivaque permiten los transformadores elevadores con cam-bio de tomas en vacío. En estos casos, los productorespodrán presentar diferentes ofertas para cada unidady mes, siendo aplicable, cada una, a una posición delcambiador de tomas en vacío del correspondiente trans-formador de salida de grupo.
Todos los productores deberán facilitar, además, lainformación complementaria que se describe en elanexo 1. Esta información será tenida en cuenta por
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el Operador del sistema para valorar la factibilidad téc-nica de las ofertas de recursos adicionales y será nece-saria en situaciones de emergencia para garantizar laseguridad del sistema.
7.1.1 Funcionamiento como compensadores sín-cronos.—Estas ofertas de los productores para que susgrupos puedan funcionar como compensadores síncro-nos deberán ser independientes de las anteriores.
Se podrán presentar ofertas, para cada uno de losmeses del año siguiente, indicando la capacidad de gene-ración y absorción de potencia reactiva disponible apli-cable a todos los períodos de programación del mesconsiderado.
7.2 Transportistas.—La información, que deberánfacilitar los transportistas al Operador del sistema sobresus instalaciones, forma parte de la información que apa-rece detallada en los Procedimientos de Operación parael establecimiento y la actualización de la Base de DatosEstructurales del Sistema Eléctrico.
7.3 Consumidores proveedores del servicio y ges-tores de las redes de distribución.—Deberán facilitar, porcada punto frontera de conexión con la red de transporte,la siguiente información:
a) Código del punto frontera.b) Nombre y tensión (kV) del nudo de la red de
transporte en el que se ubica el punto frontera.c) Potencia contratada (MW) (sólo en el caso de
los consumidores proveedores del servicio).
Los consumidores proveedores del servicio y los ges-tores de las redes de distribución podrán presentar dostipos diferenciados de ofertas:
7.3.1 Ofertas equivalentes a una generación adicio-nal de reactiva en el sistema.—Corresponden a la oferta,en horas de punta o llano, de un consumo máximo dereactiva inferior al 33 por 100 de su consumo de poten-cia activa (Cos ˚ inductivo » A1, siendo A1 T 0,95), obien, la oferta en horas punta de una entrega mínimade reactiva (Cos ˚ capacitivo « A2, siendo A2 R 1).
Una explicación gráfica de las zonas donde aplicanlas ofertas tipo A1 y A2 se presenta en el anexo 2.
7.3.2 Ofertas equivalentes a una absorción adicio-nal de reactiva en el sistema.—Corresponden a la oferta,en horas de valle o llano, de un consumo mínimo dereactiva superior al 0 por 100 e inferior al 33 por 100de su consumo de potencia activa (Cos ˚ inductivo «B1, siendo 0,95 B1 R 1,00), o bien, la oferta, en horasde valle, de un consumo mínimo de reactiva superioral 33 por 100 de su consumo de potencia activa (Cos˚ inductivo « B2, siendo B2 R 0,95).
Una explicación gráfica de las zonas donde aplicanlas ofertas tipo B1 y B2 se presenta en el anexo 2.
7.4 Base de datos de proveedores del servicio.—ElOperador del sistema mantendrá permanentementeactualizada una base de datos con toda la informaciónrelativa a los proveedores del servicio.
Todos los proveedores del servicio deberán comu-nicar al Operador del sistema, en el menor plazo detiempo posible, cualquier modificación, por razones decarácter técnico, que afecte a la información previamentecomunicada al Operador del sistema.
8. Asignación de las ofertas de recursos adicionales
La asignación de ofertas de recursos adicionales seefectuará con una periodicidad anual antes del 15 dediciembre de cada año.
En el caso de la incorporación de nuevas instalacionesa lo largo del año, el Operador del sistema podrá asig-narlas a partir de la fecha real de entrada en serviciode la instalación.
8.1 Generadores.—El Operador del sistema confir-mará la asignación del servicio a los generadores unavez comprobado que reúnen los requisitos técnicos nece-sarios.
En el caso de generadores que hayan presentadovarias ofertas para un mismo mes, el Operador del sis-tema asignará solamente una de ellas para cada mes,aplicable a una determinada posición del cambiador detomas del transformador de salida del grupo, quedandoel productor comprometido, una vez realizada la asig-nación anual, a efectuar este cambio de tomas. Estaasignación únicamente se podrá modificar por el meca-nismo excepcional de resolución conforme a lo estable-cido el apartado 12 de este Procedimiento.
8.2 Consumidores proveedores del servicio y ges-tores de las redes de distribución
El Operador del sistema asignará anualmente las ofer-tas de recursos adicionales presentadas por los consu-midores proveedores del servicio y por los gestores delas redes de distribución. Los criterios que se conside-rarán para esta asignación anual serán el impacto posi-tivo de la disponibilidad de estos recursos adicionalespara la seguridad del sistema y la aportación que repre-sentan los mismos para el control de tensión de la redde transporte.
Se efectuará, para ello, en la fase de elaboración delPlan de control de tensión anual, un análisis detalladode la influencia que tendría la asignación de estos recur-sos adicionales sobre el cumplimiento de los criteriosde funcionamiento y seguridad del sistema establecidosen los Procedimientos de Operación y, en especial, sobreel control de tensión de la red de transporte.
8.3 Información facilitada junto con el Plan Anualde Control de Tensión
En el Plan de control de tensión para el año siguiente,que el Operador del sistema publicará antes del 15 dediciembre de cada año, se incluirá toda la informaciónreferente a la asignación de ofertas adicionales a losgeneradores, consumidores proveedores del servicio ygestores de las redes de distribución, junto con los cri-terios de actuación sobre los diferentes elementos decontrol de tensión de la red de transporte, los valoresde las consignas de tensión a mantener en barras decentral y en los nudos de la red de transporte controladospor transformadores con regulador de tomas en carga,obtenidos en los diferentes escenarios analizados, lasseñales oportunas sobre las zonas deficitarias en mediosde compensación de reactiva y cuanta información adi-cional sea necesaria para garantizar la transparencia delproceso de asignación de recursos adicionales.
9. Determinación de las consignas de tensión y límitesde consumo/entrega de potencia reactiva asignados enpuntos frontera en el proceso de programación diaria
Para el proceso de resolución de restricciones téc-nicas del programa base de funcionamiento (PBF) el Ope-rador del sistema contará con todos los recursos (obli-gatorios y adicionales asignados anualmente) de controlde tensión disponibles como resultado de la aplicaciónde este procedimiento.
Cada día, sobre el programa viable provisional (PVP),el Operador del sistema determinará, mediante la apli-cación de un programa de flujo de cargas óptimo, lasconsignas de tensión a mantener en los nudos de control(barras de central de los generadores y nudos de tensióncontrolada por transformadores provistos de cambiadorde tomas en carga), en cada período horario de pro-gramación correspondiente al día siguiente.
Asimismo, el Operador del sistema determinará losvalores de coseno de (equivalente a los valores límitesdel porcentaje del consumo/entrega de potencia reac-tiva referido al consumo de potencia activa), que deberán
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mantener los consumidores proveedores del servicio ylos gestores de las redes de distribución en los corres-pondientes puntos frontera con la red de transporte.
El criterio que se considerará al aplicar el programade flujo de cargas óptimo es el de garantizar la seguridady la calidad del suministro, minimizando las pérdidasde transporte y asegurando la existencia del margende reserva de potencia reactiva necesario para evitarposibles situaciones de colapso de tensión.
La aplicación del flujo de cargas óptimo permitiráestablecer el perfil de tensión de forma que se verifiquentodos los criterios de funcionamiento y seguridad delsistema establecidos en los Procedimientos de Opera-ción.
El Operador del sistema comunicará diariamente, através del sistema de información del Operador del sis-tema (SIOS), antes de transcurridas cuatro horas de lapublicación del PVP, la información relativa a las con-signas de tensión a mantener en los nudos de control(barras de central de los generadores y nudos de tensióncontrolada por transformadores provistos de cambiadorde tomas en carga).
Asimismo, el Operador del sistema realizará una asig-nación diaria a los consumidores proveedores del ser-vicio y a los gestores de las redes de distribución, enaplicación de los criterios de funcionamiento y seguridaddel sistema establecidos en los Procedimientos de Ope-ración, especificando los límites de consumo/entregade potencia reactiva que han de respetar para cada perío-do de programación del día siguiente. Esta asignacióndiaria sólo se podrá aplicar sobre aquellas ofertas pre-viamente aceptadas en la asignación anual.
En el anexo 4 de este procedimiento se incluye unresumen de la secuencia correspondiente a las diferentesactuaciones asociadas a estos procesos.
10. Medida y control del cumplimiento del servicio
Para el control del cumplimiento del servicio, el Ope-rador del sistema utilizará las telemedidas recibidas enel sistema de control de energía en tiempo real delCECOEL.
En ausencia de telemedidas, o cuando éstas no cum-plan los requisitos mínimos de calidad, establecidos enel anexo 3 de este procedimiento, se utilizarán los resul-tados del estimador de estado del mismo sistema decontrol.
Una vez que estén disponibles en el sistema de medi-das eléctricas (SIMEL) las medidas horarias de energíareactiva, se utilizarán éstas para calcular las energíasfinales válidas para la medida y retribución del servicioprestado por los generadores, previo control del cum-plimiento efectivo del servicio complementario de con-trol de tensión en base a un sistema de muestreo perió-dico de las telemedidas de potencia activa, potencia reac-tiva y tensión recibidas en el sistema de control de ener-gía en tiempo real del CECOEL, o mediante la utilización,en su caso, de los resultados del estimador de estadodel mismo sistema de control.
Para la medida y retribución del servicio prestadopor los consumidores proveedores del servicio y por losgestores de las redes de distribución, se utilizarán, asi-mismo, las medidas horarias de energía activa y reactivaque estén disponibles en el sistema de medidas eléc-tricas (SIMEL), previo control del cumplimiento efectivodel servicio complementario de control de tensión enbase a un sistema de muestreo periódico de las tele-medidas de potencia reactiva y potencia activa recibidasen el sistema de control de energía en tiempo real delCECOEL, o mediante la utilización, en su caso, los resul-tados del estimador de estado del mismo sistema decontrol.
En el anexo 3 se detallan los criterios y procesospara el tratamiento y control de la calidad de las tele-medidas y de los resultados del estimador de estado.
El Operador del sistema elaborará y mantendrá actua-lizada la información referente a las telemedidas y resul-tados del estimador de estado utilizados para el controlde la prestación del servicio.
El control del cumplimiento del servicio prestado porlos diferentes proveedores se realizará en la forma quese detalla a continuación:
10.1 Generadores.—El Operador del sistema reali-zará, cada cinco minutos, un muestreo de los valoresde la tensión en el nudo de control y de las potenciasactiva y reactiva generada/absorbida por el grupo enbarras de central.
Para valorar el grado de cumplimiento del serviciose establece una banda admisible de +/— 2,5 kV entorno al valor de tensión de consigna establecido porel Operador del sistema para el nudo de control.
Se considerará prestado adecuadamente el serviciocuando se cumpla, al menos, en el 75 por 100 de losvalores muestreados en cada hora, una de las dos con-diciones siguientes:
a) La tensión en el nudo de control asignado al gru-po se mantiene dentro de los márgenes de variaciónadmisibles.
b) El grupo ha alcanzado el límite de potencia reac-tiva obligatorio o, en su caso, el obligatorio más el adi-cional asignado, en el sentido adecuado.
Para ello, se comprobará que las telemedidas de ten-sión del nudo de control o, en su defecto, los valoresresultantes de la estimación de estado están dentro dela banda admisible (+/— 2.5 kV en torno al valor detensión de consigna establecido por el Operador del sis-tema para el nudo de control), al menos, en el 75 por100 de los valores muestreados en cada hora. De serasí, el servicio se considerará adecuadamente cumplido.
En caso de que la tensión haya estado fuera de labanda admisible en más del 25 por 100 de los valoresmuestreados en la hora, se analizarán los valores depotencia activa y reactiva en barras de la central y sedeterminará para cada conjunto de valores de potenciaactiva y de tensión en barras de central, la potenciareactiva límite que debería haber entregado o absorbidoel grupo en esa situación, teniendo en cuenta para ellotanto los requisitos mínimos obligatorios como, en sucaso, los recursos adicionales asignados.
En este último caso, aun no cumpliendo con la con-signa de tensión establecida para el correspondientenudo de control (barras de central), siempre que el grupohaya alcanzado el valor límite de potencia reactiva quele corresponda (requisitos obligatorios + recursos adi-cionales asignados) en esa situación, al menos en un75 por 100 de las muestras tomadas en cada hora enque la tensión quedó fuera de límites para realizar estacomprobación, se considerará el servicio adecuadamen-te prestado.
En todos aquellos períodos horarios en los que lapotencia activa neta media generada (de un grupo oconjunto de grupos menores de 30 MW que converjanen el mismo nudo de la red de transporte) sea inferiora 30 MW, se suspenderá el control del servicio com-plementario prestado por los generadores, dada la redu-cida magnitud de potencia reactiva a medir y controlary su baja influencia en el control de tensión de la redde transporte.
10.2 Transportistas.—Colaborarán al mantenimien-to de la tensión en los nudos controlados por los trans-formadores con regulador de tomas en carga lo máscercana posible al valor de tensión de consigna esta-blecida por el Operador del sistema en la programacióndiaria.
El cumplimiento del servicio se concreta en el segui-miento de las instrucciones impartidas por el Operadordel sistema para la maniobra de reactancias, conden-sadores, líneas, cambio de tomas en transformadoresy otros elementos de control de tensión.
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Se considerará cumplido el servicio siempre que sesigan las instrucciones del Operador del sistema en unplazo no superior a diez minutos, excepto para los trans-formadores con cambiador de tomas en vacío, en los queel período máximo admisible para cumplir las instruccionesrecibidas será de cinco días. Este período podrá ser amplia-do por el Operador del sistema en caso de que el descargode instalaciones, necesario para el cambio de toma, pro-voque restricciones técnicas en el sistema.
A través del sistema de alarmas del sistema de controlde energía en tiempo real del CECOEL se controlará elcumplimiento del servicio prestado por los transportistas,mediante la contrastación de la fecha y hora específicade emisión de las órdenes por parte del Operador delsistema, y la fecha y hora en la que la orden se ejecutafinalmente.
10.3 Consumidores proveedores del servicio y ges-tores de las redes de distribución.—El Operador del sis-tema realizará, cada diez minutos, un muestreo de lasmedidas de potencia activa y reactiva en los puntos fron-tera entre la red de transporte y los consumidores pro-veedores del servicio y entre la red de transporte y lasredes de distribución.
El servicio se considerará prestado correctamentecuando el valor del factor de potencia resultante de losvalores muestreados verifique los requisitos mínimosobligatorios y, en su caso, asignados en, al menos, el75 por 100 de los valores muestreados en cada hora.
Previa petición del proveedor del servicio, el Operadordel sistema podrá agrupar las magnitudes de varios pun-tos frontera que converjan en el mismo nudo de la redde transporte y asociados al mismo proveedor para elcontrol y medida del servicio.
En todos aquellos períodos horarios en los que elconsumo de energía activa en el correspondiente puntofrontera o, en su caso, conjunto de puntos frontera seainferior a 15 MWh, se suspenderá el control del serviciocomplementario prestado por los consumidores provee-dores del servicio y los gestores de las redes de dis-tribución, dada la reducida magnitud de potencia reactivaa medir y controlar y su baja influencia en el controlde tensión de la red de transporte.
10.4 Control de la no existencia de recirculacioneso desequilibrios inadmisibles de potencia reactiva.—ElOperador del sistema controlará permanentemente queno se produzcan recirculaciones o desequilibrios inad-misibles de potencia reactiva y que todos los elementosde control de tensión actúen en el sentido correcto.
A tal efecto, el Operador del sistema establecerá enel mecanismo general de medida y control del cumpli-miento del servicio mecanismos específicos de controlpor nudo y por conjunto de proveedores con influenciaen el control de tensión de una misma zona, conside-rando incumplimientos aquellas situaciones en las quese identifiquen recirculaciones o desequilibrios de reac-tiva no imputables a oscilaciones normales con valoresbajos de generación/absorción de potencia reactiva,entre grupos de un mismo emplazamiento o conjuntode proveedores de una misma zona eléctrica, o actua-ciones contrarias a la correcta gestión técnica de loselementos de control de tensión.
Junto con el Plan Anual de Control de Tensión seestablecerán las bases para la implantación de este tipode control.
10.5 Información facilitada por el Operador del sis-tema
El Operador del sistema obtendrá, tratará y almace-nará toda la información necesaria para la medida y con-trol del cumplimiento del servicio según se describe enel anexo 4.
El Operador del sistema enviará al Operador del mer-cado toda la información necesaria para la liquidacióndel servicio complementario prestado por los agentesdel mercado y por los consumidores proveedores del-servicio que hayan presentado ofertas para la prestacióndel servicio complementario de control de tensión a tra-vés de agentes comercializadores.
El Operador del sistema facilitará a la CNSE toda lainformación necesaria para el seguimiento de la pres-tación de este servicio complementario, así como parala liquidación de la prestación de este servicio por partede los gestores de las redes de distribución y para laliquidación de la actividad de transporte.
11. Mecanismo excepcional de resolución
En caso necesario, en la operación en tiempo realdel sistema, el Operador del sistema podrá adoptar lasacciones necesarias para el control de tensión de la redde transporte, incluyendo instrucciones específicas a losgeneradores proveedores del servicio sobre la tensióna mantener o la potencia reactiva a generar/absorberen cada punto frontera de la red de transporte, e ins-trucciones específicas a los consumidores proveedoresdel servicio para la maniobra de los elementos de controlde tensión de su propiedad y a los gestores de las redesde distribución para la maniobra de los elementos decontrol de tensión en el ámbito de su gestión, conformea lo establecido en el artículo 18 del Real Decre-to 2019/1997, justificando sus actuaciones a posteriori.
12. Retribución del servicio
El servicio complementario de control de tensión seretribuirá a los diferentes proveedores del servicio conperiodicidad mensual atendiendo los siguientes criterios:
12.1 Generadores.—La retribución constará de cua-tro términos diferenciados:
a) Disponibilidad de banda adicional de generaciónde potencia reactiva, asignada en el Plan de control detensión anual.
b) Disponibilidad de banda adicional de absorciónde potencia reactiva, asignada en el Plan de control detensión anual.
c) Energía reactiva generada en barras de central,de forma efectiva para el control de tensión de la redde transporte, excluyendo la procedente de la bandaobligatoria.
d) Energía reactiva absorbida en barras de central,de forma efectiva para el control de tensión de la redde transporte, excluyendo la procedente de la bandaobligatoria.
Los derechos de retribución por la energía reactivagenerada/absorbida, según el tipo de oferta de recursosadicionales, estarán condicionados a la existencia de unaasignación anual previa de esa oferta.
12.1.1 Funcionamiento como compensadores sín-cronos.—El funcionamiento de los grupos como compen-sadores síncronos será tratado, desde el punto de vistaretributivo, de forma similar a los recursos procedentesde la banda adicional, es decir, se retribuirá la dispo-nibilidad de banda de potencia en función de las horasque el generador funcione como compensador síncronoy la energía reactiva generada/absorbida, de forma efec-tiva, para el control de tensión de la red de transporte.
El tratamiento de otros aspectos regulatorios relacio-nados con este funcionamiento particular de los gruposqueda fuera del alcance de este procedimiento y seráobjeto de otros desarrollos de la normativa.
12.2 Consumidores proveedores del servicio y ges-tores de las redes de distribución.—La retribución cons-tará de cuatro términos diferenciados:
a) Disponibilidad de banda adicional, asignada enel Plan de control de tensión anual, equivalente a unageneración de potencia reactiva.
11336 Sábado 18 marzo 2000 BOE núm. 67
b) Disponibilidad de banda adicional, asignada enel Plan de control de tensión anual, equivalente a unaabsorción de potencia reactiva.
c) Energía reactiva entregada/no consumida, de for-ma efectiva para el control de tensión de la red de trans-porte, dentro de la banda adicional asignada en la pro-gramación diaria.
d) Energía reactiva consumida, de forma efectivapara el control de tensión de la red de transporte, dentrode la banda adicional asignada en la programación diaria.
La disponibilidad de banda adicional asignada a losconsumidores proveedores del servicio y los gestoresde las redes de distribución será retribuida en funcióndel número total de horas correspondiente a la asig-nación anual de la oferta.
Los derechos de retribución por la energía reactivaentregada/no consumida o consumida, según el tipo deoferta de recursos adicionales, estarán condicionadosa la existencia de una asignación previa de esa oferta,en la fase de programación diaria (asignación diaria pos-terior a la publicación del PVP, dentro del proceso deprogramación de la generación correspondiente al díasiguiente), además del correspondiente control de laefectividad de esta prestación para el control de tensiónde la red de transporte. Sólo se retribuirán los días yperíodos horarios para los que haya habido asignacióndiaria de la oferta.
El Operador del sistema presentará a la CNSE, almenos una vez por año, un informe evaluando la efec-tividad de la utilización de los medios de compensaciónde reactiva.
La retribución a todos los proveedores por la dispo-nibilidad de recursos adicionales de potencia reactivaasignados y el uso efectivo de estos recursos se realizaráen función de los precios regulados que establecerá elMinisterio de Industria y Energía, previo informe de laCNSE, antes del 15 de septiembre de cada año, y queserán aplicables para todo el año siguiente.
El desarrollo y la formulación de la aplicación de esteconjunto de criterios para los diferentes proveedores delservicio se recoge en detalle en el anexo 5 de esteprocedimiento.
13. Incumplimientos
13.1 Incumplimiento de los requisitos obligato-rios.—Todos aquellos proveedores que no dispongan delos medios para prestar el servicio complementario obli-gatorio deberán presentar un informe detallado al Minis-terio de Industria y Energía en el que declaren la bandamáxima de generación/absorción de potencia reactivade la que disponen e indiquen las causas del incum-plimiento de los requisitos mínimos obligatorios. En loscasos que autorice el Ministerio de Industria y Energía,previo informe de la CNSE, el Operador del sistema con-siderará una banda mínima obligatoria igual a la bandade capacidad máxima declarada por el proveedor.
El incumplimiento del uso de los requisitos mínimosobligatorios o, en su caso, de la banda reducida de capa-cidad máxima declarada se repercutirá en la retribuciónde este servicio complementario en forma de pago porla energía reactiva equivalente no aportada/consumida(véase anexo 5).
El Operador del sistema registrará los incumplimien-tos de los requisitos obligatorios, tomando como refe-rencia la declaración previa de disponibilidad de la bandamínima obligatoria de generación/absorción de potenciareactiva o la banda reducida de capacidad declarada,en los casos autorizados por el Ministerio de Industriay Energía, y procederá, en caso de incumplimientos rei-terados, a la transmisión de esta información a la CNSEy al Ministerio de Industria y Energía.
13.2 Incumplimiento de los recursos adicionalesasignados.—El incumplimiento del uso de los recursos
adicionales de oferta asignados por el Operador del sis-tema será objeto de penalización en la retribución delservicio complementario. Para ello, se establece un tér-mino negativo en la fórmula de retribución y un coe-ficiente que desincentive estos incumplimientos, tal ycomo se indica en el anexo 5.
13.3 Incumplimientos transitorios.—En el caso deque un grupo no pudiera cumplir con los compromisosque se derivan de este procedimiento (incluido el cambiode tomas del transformador de grupo mencionado enel apartado 8.1) en un período superior a diez días natu-rales consecutivos, el productor quedará obligado a remi-tir un informe a la CNSE y al Operador del sistema jus-tificando las causas y el plan previsto para restablecerel cumplimiento.
14. Coste del servicio
El coste del servicio de control de tensión de la redde transporte se integrará como un coste más del mer-cado de producción organizado en la sesión correspon-diente, mayorando los costes asociados a la gestión téc-nica del sistema en cada período de programación.
Este coste será repercutido entre los titulares de lasunidades de adquisición, excepto el consumo de bom-beo, y los titulares de los contratos bilaterales físicos,en proporción a la energía eléctrica adquirida en barrasde central resultante de la medición.
ANEXO 1
Información complementaria que deberán facilitarlos agentes productores sobre los generadores
de su propiedad
Alternador:
Potencia activa máxima (MW).Potencia correspondiente al mínimo técnico (MW).Tensión máxima, mínima y nominal de funcionamien-
to (kV).Potencia nominal del grupo (MVA).
Servicios auxiliares:
Consumo de potencia activa y reactiva a plena carga(MW y MVAr)
Consumo de potencia activa y reactiva al mínimo téc-nico (MW y MVAr)
Transformador de salida de grupo:
Tensión nominal del lado de alta tensión (kV).Tensión nominal del lado de baja tensión (kV).Potencia nominal (MVA).Valores de resistencia y reactancia correspondientes
a la toma neutra (valor en porcentaje referido a la poten-cia nominal del transformador y a la tensión nominalde cada arrollamiento).
Número de tomas y escalón de tensión por toma(kV).
Toma correspondiente a la relación de transformaciónmáxima.
Posición de la toma neutra.Tipo de cambiador de tomas (en vacío, en carga o
automático).Posición de la toma habitual (sólo para cambiador
de tomas en vacío).Posiciones de tomas más frecuentes (cambiador de
tomas en carga).
En el caso de grupos reversibles generador/motor,los datos anteriores se especificarán para ambos modosde funcionamiento.
En el caso de grupos generadores y grupos reversiblesque tengan capacidad de funcionar como compensa-
BOE núm. 67 Sábado 18 marzo 2000 11337
dores síncronos mediante desanegado del rodete de laturbina/bomba o separación de la turbina en grupos tér-micos, se indicarán los requisitos técnicos de funciona-miento, y los tiempos requeridos para llevar a cabo estasacciones.
Deberá indicarse la posibilidad, si existe, de teleman-dar los grupos de modo que pueda modificarse la con-signa de excitación y las tomas del transformador desalida del grupo desde el despacho de generación delagente productor propietario del grupo.
ANEXO 2
Ofertas de los consumidores proveedores del servicio y de los gestores de las redes de distribución
Zona restringida: Zona en la que se produce el incumplimiento del requisito obligatorio al ser el consumo de reactivasuperior al 33 por 100 del consumo de activa.
Oferta tipo A1: Oferta de un consumo máximo de reactiva inferior al 33 por 100 del consumo de activa.Oferta tipo A2: Oferta de una determinada entrega mínima de reactiva.
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Zona restringida: Zona en la que se produce el incumplimiento del requisito obligatorio de no entregar potenciareactiva a la red de transporte.
Oferta tipo B1: Oferta de un determinado consumo mínimo de reactiva superior al 0 por 100 e inferior al 33por 100 del consumo de activa.
Oferta tipo B2: Oferta de un determinado consumo mínimo de reactiva superior al 33 por 100 del consumo deactiva.
BOE núm. 67 Sábado 18 marzo 2000 11339
Zona restringida: Zona en la que se produce el incumplimiento del requisito obligatorio, bien por ser el consumode reactiva superior al 33 por 100 del consumo de activa (parte superior), o bien por entregar potencia reactivaa la red de transporte (parte inferior).
Oferta tipo A1: Oferta de un determinado consumo máximo de reactiva inferior al 33 por 100 del consumo deactiva.
Oferta tipo B1: Oferta de un determinado consumo mínimo de reactiva superior al 0 por 100 e inferior al 33por 100 del consumo de activa.
ANEXO 3
Selección de telemedidas a utilizar para la mediday el control del cumplimiento del servicio
Como paso previo a la utilización de las telemedidaspara la medida y el control del grado de cumplimientodel servicio, se realizará un análisis de la calidad de estastelemedidas durante un período mínimo de un mes, pre-vio a la puesta en funcionamiento de este servicio com-plementario.
A través de este análisis se identificarán las teleme-didas que se utilizarán para el control de la prestaciónde este servicio complementario y que serán aquellasque presenten un menor error medio, en ese período,respecto a los resultados del estimador de estado delsistema de control de energía en tiempo real del CECOEL.
En los casos en los que no se disponga de telemedidaso cuando la telemedida existente sea de baja calidad,al ser su error medio superior a los errores medios admi-sibles que establecerá y publicará el Operador del sis-tema, se utilizará, en su lugar, el valor resultante de laestimación de estado.
El Operador del sistema comunicará a cada uno delos proveedores del servicio los resultados de los análisis
aplicados sobre las telemedidas de los correspondientespuntos frontera con la red de transporte.
Todos los proveedores del servicio deberán disponerde estas telemedidas, debiendo establecer el proveedorun enlace con el Centro de Control Eléctrico (CECOEL),en el caso de no disponer aún del mismo.
ANEXO 4
Secuencia de actuaciones e intercambios de informa-ción en los procesos relacionados con el serviciocomplementario de control de tensión de la red
de transporte
1. Procesos anuales
A continuación se indican las fechas límites estable-cidas en este procedimiento para los procesos de perio-dicidad anual:
15 de septiembre: Publicación de los precios regu-lados y de los coeficientes para el cálculo de la retri-bución.
15 de octubre: Presentación de ofertas para la pres-tación del servicio.
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15 de diciembre: Asignación de ofertas de recursosadicionales excediendo los requisitos mínimos obliga-torios.
Publicación del Plan anual de control de tensión.
Transitoriamente, para la aplicación del procedimien-to en el primer año se tendrá en cuenta el siguientecalendario en el que se representa por F la fecha depublicación oficial de este procedimiento:
F + treinta días: Publicación de los precios reguladosy de los coeficientes para el cálculo de la retribución.
F + sesenta días: Presentación de ofertas para la pres-tación del servicio.
F + ciento veinte días: Asignación de ofertas de recur-sos adicionales excediendo los requisitos mínimos obli-gatorios.
Publicación del Plan anual de control de tensión.
F + ciento treinta y cinco días: Implantación: Progra-mación diaria del día siguiente.
2. Procesos diarios
El día D-1 antes de las dieciocho horas:
El Operador del sistema publicará las consignas detensión a mantener en los nudos de control (barras decentral de los generadores y nudos de tensión controladapor transformadores provistos de cambiador de tomasen carga), establecidos a partir de la aplicación de unflujo de cargas óptimo sobre el programa viable pro-visional (PVP) previsto para el día siguiente.
El Operador del sistema publicará, asimismo, los fac-tores de potencia a mantener en los diferentes períodoshorarios por los consumidores proveedores del servicioy por los gestores de las redes de distribución, corres-pondientes a ofertas asignadas de recursos adicionales.
El día D:
El Operador del sistema registrará los valores de lastelemedidas y resultados del estimador de estado, obte-nidos a través de un muestreo aplicado en intervalosde cinco minutos sobre los grupos generadores provee-dores del servicio. Se registrarán concretamente los valo-res de tensión del nudo de control (barras de central)y la potencia activa y reactiva entregada en barras decentral por todos los grupos o conjunto de grupos conuna potencia neta registrada mayor o igual a 30 MWy que vierten su producción en un mismo nudo de lared de transporte.
El Operador del sistema registrará los valores de lastelemedidas y resultados del estimador de estado, obte-nidos a través de un muestreo aplicado en intervalosde diez minutos sobre los consumos de potencia activay reactiva en los puntos frontera de la red de transportecon los consumidores proveedores del servicio y en lospuntos frontera de la red de transporte con los gestoresde las redes de distribución.
El Operador del sistema registrará también los valoresde las telemedidas y resultados del estimador de estadoobtenidos a través de un muestreo aplicado en intervalosde diez minutos sobre los valores de tensión en los nudosde tensión controlada por transformadores provistos deregulador de tomas en carga, junto a los valores de posi-ción de la toma obtenidos directamente a través de tele-medida o mediante los resultados de la estimación deestado.
De forma permanente, durante la operación en tiem-po real, el Operador del sistema registrará las instruc-
ciones emitidas a los transportistas en relación con lamaniobra de elementos de control de tensión de su pro-piedad, y los tiempos transcurridos hasta el cumplimien-to de estas órdenes.
En los tres primeros días hábiles posteriores al día D,el Operador del sistema calculará y publicará los resul-tados del control del cumplimiento del servicio en eldía D, indicando la siguiente información:
a) Generadores: Se indicará el código del nudo aso-ciado a barras de la central y el código del correspon-diente punto frontera, facilitando para cada período deprogramación la siguiente información:
Valores de tensión, potencia activa y reactiva enbarras de central obtenidos a través del muestreo rea-lizado cada cinco minutos.
Indicadores de la prestación del servicio.Valores horarios de energía reactiva en los cuatro
cuadrantes, obtenidos a partir de la integración de losvalores muestreados en intervalos de cinco minutos. Estainformación se utilizará para la retribución sólo en elcaso de que no se disponga de medidas procedentesdel Sistema SIMEL.
b) Consumidores proveedores del servicio y gesto-res de las redes de distribución: Se indicará el códigodel correspondiente punto frontera con la red de trans-porte, facilitando para cada período de programaciónla siguiente información:
Medidas de potencia activa y reactiva obtenidas através del muestreo realizado cada diez minutos.
Indicadores de la prestación del servicio.Valores horarios de energía reactiva en los cuatro
cuadrantes, obtenidos a partir de la integración de losvalores muestreados en intervalos de diez minutos.
c) Transportistas: Se indicará para cada día lasiguiente información:
Número de instrucciones emitidas.Número de instrucciones incumplidas o instrucciones
en cuyo cumplimiento se han excedido los tiempos máxi-mos establecidos.
3. Formato para intercambios de información
Todos los intercambios de información se realizarána través de ficheros integrados en el Sistema de Infor-mación del Operador del Sistema (SIOS).
ANEXO 5
Retribución del servicio
1. Generadores
1.1 Retribución por disponibilidad de banda adicio-nal.—Esta retribución corresponde a la capacidad de labanda adicional, asignada por el Operador del sistema,que exceda a los recursos obligatorios. La disponibilidadde la banda obligatoria no generará derechos de retri-bución.
A) Capacidad de generación de potencia reactiva:La retribución mensual de los productores por dispo-nibilidad de banda adicional de generación de potenciareactiva en los grupos de su propiedad se calculará segúnla siguiente fórmula:
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RDBA (CQG) = 1/NHA X R CQG (h) X PQG (1)NHF
donde:
RDBA (CQG) = Retribución mensual por dispo-nibilidad de banda adicional degeneración de potencia reactiva(PTA).
CQG (h) = Capacidad neta adicional degeneración de potencia reactivaen la hora h (MVAr). Esta capa-cidad se establecerá a partir delos valores medios de las mues-tras de potencia activa y tensiónregistradas cada hora, en inter-valos de cinco minutos.En las horas en que el grupo fun-cione como compensador sín-crono, el valor de CQG (h) seráigual al valor de la oferta decapacidad de generación asig-nada.
PQG (PTA/MVAr/año) = Precio regulado de banda adicio-nal de generación de potenciareactiva.
NHF = Número de horas de funciona-miento del grupo en el mesconsiderado.
NHA = Número total de horas del año.
B) Capacidad de absorción de potencia reactiva:
La retribución mensual de los productores por dis-ponibilidad de banda adicional de absorción de potenciareactiva en los grupos de su propiedad se calculará segúnla siguiente fórmula:
RDBA (CQA) = 1/NHA X R CQA (h) X PQA (2)NHF
donde:
RDBA (CQA) = Retribución mensual por dispo-nibilidad de banda adicional degeneración de potencia reactiva(PTA).
CQA (h) = Capacidad neta adicional deabsorción de potencia reactivaen la hora h (MVAr). Esta capa-cidad se establecerá a partir delos valores medios de las mues-tras de potencia activa y tensiónregistradas cada hora, en inter-valos de cinco minutos.En las horas en que el grupo fun-cione como compensador sín-crono, el valor de CQA (h) seráigual al valor de la oferta decapacidad de generación asig-nada.
PQA (PTA/MVAr/año) = Precio regulado de banda adicio-nal de absorción de potenciareactiva.
1.2 Retribución por uso efectivo de la capacidadde potencia reactiva.
A) Uso de la capacidad adicional de generación: Deacuerdo con lo establecido en el apartado 12.1, se retri-buirá solamente la energía reactiva generada con la ban-da adicional de los grupos, excluyéndose la generadapor la banda obligatoria.
Para el cálculo de esta energía reactiva retribuiblese dará prioridad a las medidas del SIMEL sobre la ener-gía que se obtenga de la integración horaria de las tele-medidas o, en su caso, estimador de estado.
A la energía reactiva obtenida de las telemedidas o,en su caso, del estimador de estado se le aplicará unfactor de proporcionalidad para que resulte una la mag-nitud de energía medida por SIMEL. Para este fin sediferenciarán las energías generadas de las absorbidasy se tendrán en cuenta los valores telemedidos o, ensu caso, del estimador de estado para diferenciar losperíodos (cinco minutos) de la hora en que el grupoestuvo generando y absorbiendo.
La retribución mensual de los productores por dis-ponibilidad de banda adicional de absorción de potenciareactiva en los grupos de su propiedad se calculará segúnla siguiente fórmula:
RUB (CAQG) = Ksing X R QAPGr (h) X PQGh — R Kuqgi X
NHF NHIG
X [CTQG(h) — QG(h)] X PQGh (3)
donde:RUB (CAQG) = Retribución mensual por utiliza-
ción de la capacidad adicionalde generación de potencia reac-tiva (CAQG).
QAPGr (h) = Energía reactiva retribuiblegenerada por el grupo (MVArh)en la hora h procedente de labanda adicional de generación.
QG(h) = Energía reactiva generada medi-da por SIMEL.
CTQGh = Energía correspondiente a lacapacidad total media de gene-ración del grupo (MVArh) en lahora h.
PQGh (PTA/MVArh) = Precio regulado del MVArh deenergía reactiva generado.
Ksing = Coeficiente aplicable a los gru-pos funcionando como compen-sadores síncronos para la gene-ración de reactiva.
Kuqgi = Coeficiente de valoración deincumplimiento de generaciónde energía reactiva aplicable acada hora.
NHIG = Número de horas de incumpli-miento de la prestación delservicio de generación de reac-tiva, de acuerdo con los criteriosestablecidos en el aparta-do 10.1 de este procedimiento.
Para el cálculo de los valores de QAPGr (h) y CTQG (h)se definen:
PG (m) = Valor de la telemedida o, en su caso,del estimador de estado de la Potenciareactiva Generada correspondiente a lamuestra m.
m = 1, 2, ..., 12, siendo m cada una de las12 muestras tomadas dentro de la mis-ma hora en intervalos de cinco minutos.
COQG (m) = Valor de la Capacidad Obligatoria deGeneración correspondiente a la mues-tra m. Es el correspondiente a la poten-cia activa y al límite inferior de la bandade tensión admisible en torno a laconsigna.
11342 Sábado 18 marzo 2000 BOE núm. 67
CTQG (m) = Valor calculado en función de PG (m)y V (m) de la Capacidad Total de Gene-ración correspondiente a la muestra m.
A efectos del cálculo de la energía retribuible secalculará el valor medio de la energía generada en lahora h procedente de la banda obligatoria de generacióncomo:
COQG (h) = 1/nmg X R COQG (m) X 1 h (4)nmg
nmg = Número de muestras grupo generando, es decir,cuando PG (m) » 0.
Finalmente, se obtienen:
QAPGr (h) = QG (h) — COQG (h) (5)
CTQG (h) = 1/m X R CTQG (m) X 1h (6)m
B) Uso de la capacidad adicional de absorción: Laretribución mensual de los productores por uso de lacapacidad adicional de absorción de potencia reactivade los grupos de su propiedad se calculará de acuerdocon la siguiente fórmula:
RUB (CAQA) = Ksina X R QAPAr (h) X PQAh — R Kuqai X
NHF NHIA
X [CTQA(h) — QA(h)] X PQAh (7)
donde:
RUB (CAQA) = Retribución mensual por utiliza-ción de la capacidad adicional deabsorción de potencia reactiva(CAQA).
QAPAr (h) = Energía reactiva retribuible absor-bida por el grupo (MVArh) en lahora h procedente de la bandaadicional de absorción.
QA(h) = Energía reactiva absorbida medi-da por SIMEL.
CTQAh = Energía correspondiente a lacapacidad total media de absor-ción del grupo (MVArh) en la horah.
PQAh (PTA/MVArh) = Precio regulado del MVArh deenergía reactiva absorbida.
Ksina = Coeficiente aplicable a los gruposfuncionando como compensado-res síncronos para la absorción dereactiva.
Kuqai = Coeficiente de valoración deincumplimiento de absorción deenergía reactiva aplicable a cadahora.
NHIA = Número de horas de incumpli-miento de la prestación delservicio de absorción de reactiva,de acuerdo con los criterios esta-blecidos en el apartado 10.1 deeste procedimiento.
Para el cálculo de los valores de QAPAr (h) y CTQA (h)se definen:
PA (m) = Valor de la telemedida o, en su caso,del estimador de estado de la Potenciareactiva Absorbida correspondiente a lamuestra m.
m = 1, 2, ..., 12, siendo m cada una de las12 muestras tomadas dentro de la mis-ma hora en intervalos de cinco minutos.
COQA (m) = Valor de la Capacidad Obligatoria deAbsorción correspondiente a la mues-tra m. Es el correspondiente a la poten-cia activa y al límite superior de la bandade tensión admisible en torno a laconsigna.
CTQA (m) = Valor calculado en función de PA (m)y V (m) de la Capacidad Total de Absor-ción correspondiente a la muestra m.
A efectos del cálculo de la energía retribuible, se cal-culará el valor medio de la energía generada en la hora hprocedente de la banda obligatoria de absorción como:
COQA (h) = 1/nma X R COQA (m) X 1 h (8)nma
nma = Número de muestras grupo absorbiendo, es decir,cuando PA (m) » 0.
Finalmente, se obtienen:
QAPAr (h) = QA (h) — COQA (h) (9)
CTQA (h) = 1/m X R CTQA (m) X 1h (10)m
2. Consumidores proveedores del servicio y gestoresde las redes de distribución
2.1 Retribución por disponibilidad de banda equi-valente adicional de potencia reactiva.
Corresponde a la retribución por la disponibilidad deuna banda equivalente a la adicional de los generadoresque haya sido asignada en el Plan de control de tensiónanual a los consumidores proveedores del servicio y ges-tores de las redes de distribución.
A) Capacidad equivalente de generación de poten-cia reactiva: La retribución por disponibilidad de los recur-sos correspondientes a las ofertas asignadas anualmenteen horas, de punta o de llano, de un consumo máximode reactiva inferior al 33 por 100 de su consumo depotencia activa (Cos˚ inductivo » A1, siendo A1 T 0,95),o bien, las ofertas asignadas anualmente en horas depunta de una entrega mínima de reactiva (Cos˚ capa-citivo « A2, siendo A2 R 1), será realizada de acuerdocon la siguiente fórmula:
RFP (CQGfp) = Kcqgfp/NHA X R CQGfp (h) X PQG (11)NHcqgfp
donde:
RFP (CQGfp) = Retribución por disponibilidad de capa-cidad de mantener un factor de potenciade potencia inductivo mayor de 0,95o, en su caso, un factor de potenciacapacitivo.
CQGfp = Capacidad en MVAr equivalentes demantener un factor de potencia induc-tivo mayor de 0,95 o, en su caso, unfactor de potencia capacitivo.Esta capacidad se obtendrá en funcióndel factor de potencia asignado y laenergía activa correspondiente a lahora h.
BOE núm. 67 Sábado 18 marzo 2000 11343
Kcqgfp = Coeficiente aplicable a la capacidad demantener un factor de potencia induc-tivo superior a 0,95 o, en su caso, unfactor de potencia capacitivo.
NHcqgfp = Son las horas en que la oferta por man-tener un factor de potencia por encimade 0,95 o, en su caso, un factor depotencia capacitivo fue asignada por elOperador del sistema en el Plan de con-trol de tensión anual.
B) Capacidad de absorción de potencia reactiva: Laretribución por disponibilidad de recursos correspondien-tes a las ofertas asignadas anualmente en horas, de valleo llano, de un consumo mínimo de reactiva superior al0 por 100 e inferior al 33 por 100 de su consumo depotencia activa (B1 R Cos ˚ inductivo « 1, siendo0,95 « B1 R 1,00), o bien, la oferta asignada anualmente,en horas de valle, de un consumo mínimo de reactivasuperior al 33 por 100 de su consumo de potencia activa(Cos ˚ inductivo « B2, siendo B2R 0,95), será realizadade acuerdo con la siguiente fórmula:
RFP (CQAfp) = Kcqafp/NHA X R CQAfp (h) X PQA (12)
NHcqafp
donde:
RFP (CQAfp) = Retribución por disponibilidad de capa-cidad de mantener un factor de poten-cia de potencia inductivo menor de 1.
CQAfp = Capacidad en MVAr equivalentes demantener un factor de potencia induc-tivo menor de 1.Esta capacidad se obtendrá en funcióndel factor de potencia asignado y laenergía activa correspondiente a lahora h.
Kcqafp = Coeficiente aplicable a la capacidad demantener un determinado factor depotencia por debajo de 1.
NHcqafp = Son las horas en que la oferta por man-tener un factor de potencia por debajode 1 fue asignada por el Operador delsistema en el Plan de control de tensiónanual.
2.2 Retribución por uso efectivo de la capacidadequivalente de potencia reactiva.
A) Uso de la capacidad equivalente de generación:El cálculo de la retribución mensual por la energía reac-tiva aportada como consecuencia del mantenimiento deun factor de potencia inductivo determinado por encimade 0,95 o, en su caso, un factor de potencia capacitivo,se realizará según la siguiente fórmula:
RFP (QGh) = Kqghfp X R QG (h) X PQGh — R Kqgfpi X
NHqghfp Nhqgfpi
X QGNA (h) X PQGh (13)
donde:
RFP (QGh) = Retribución por la energía reactivaaportada para mantener un factor depotencia inductivo mayor de 0,95 o,en su caso, un factor de potenciacapacitivo.
QG (h) = Energía reactiva equivalente aportadapara mantener un factor de potenciainductivo mayor de 0,95 o, en sucaso, un factor de potencia capa-citivo.Esta energía se obtendrá como la dife-rencia entre la energía reactiva quecorrespondería a un factor de poten-cia de 0,95 y la energía reactiva real-mente consumida (con signo — si fue-ra entregada a la red de transporte),con un límite máximo que será laenergía correspondiente al factor depotencia asignado por el Operador delsistema en la programación diaria.
QGNA (h) = En caso de incumplimiento, es el défi-cit de energía reactiva en el perío-do h. Esta energía se obtendrá comola diferencia entre la energía reactivaque correspondería al factor de poten-cia inductivo mínimo de 0,95 o, ensu caso, al factor de potencia asig-nado por el Operador del sistema enla programación diaria, y la energíareactiva medida, es decir, la diferenciaentre la energía reactiva que hubierasido preciso aportar y la realmenteaportada.
Kqghfp = Coeficiente aplicable a la energíareactiva aportada para mantener unfactor de potencia inductivo por enci-ma de 0,95 o, en su caso, un factorde potencia capacitivo.
NHqghfp = Son las horas, de punta o llano, enque la oferta por mantener un factorde potencia inductivo por encima de0,95 o, en su caso, un factor de poten-cia capacitivo fue asignada por elOperador del sistema en la programa-ción diaria.
Nhqgfpi = Son las horas, de punta o de llano,de incumplimiento del requisito míni-mo de mantener un factor de poten-cia inductivo igual o superior a 0,95o bien, las horas, de punta o de llano,de incumplimiento de mantener unfactor de potencia inductivo asignadopor encima de 0,95 o, en su caso,un factor de potencia asignado capa-citivo.
Kqgfpi = Coeficiente aplicable al déficit deenergía reactiva para mantener el fac-tor de potencia inductivo mínimo de0,95 o el asignado.
B) Uso de la capacidad equivalente de absorción:El cálculo de la retribución mensual por la energía reac-tiva consumida como consecuencia del mantenimientode un factor de potencia inductivo determinado por deba-jo de 1,00 se realizará según la siguiente fórmula:
RFP (QAh) = Kqahfp X R QA (h) X PQAh - R Kqafpi X
NHqahfp Nhqafpi
X QANC (h) X PQAh (14)
donde:
RFP (QAh) = Retribución por la energía reactivaconsumida para mantener un factorde potencia inductivo menor que 1.
11344 Sábado 18 marzo 2000 BOE núm. 67
QA (h) = Energía reactiva equivalente consumi-da para mantener un factor de poten-cia inductivo menor que 1.Esta energía será la energía realmenteconsumida con un límite máximo queserá la energía correspondiente al fac-tor de potencia asignado por el Ope-rador del sistema en la programacióndiaria.
QANC (h) = Energía reactiva no consumida paramantener un factor de potencia induc-tivo igual o menor de 1.Esta energía se obtendrá como la dife-rencia entre la energía reactiva quecorrespondería al factor de potenciainductivo máximo obligatorio, esdecir, 1 o al factor de potencia asig-nado por el Operador del sistema enla programación diaria, y la energíareactiva medida.
Kqahfp = Coeficiente aplicable a la energíaaportada para mantener un factor depotencia inductivo por debajo de 1.
Kqafpi = Coeficiente aplicable a la energía noconsumida para mantener un factorde potencia inductivo por debajode 1.
NHqahfp = Son las horas, de llano o de valle, enque la oferta por mantener un factorde potencia por debajo de 1 fue asig-nada por el Operador del sistema enla programación diaria sobre el PVP.
NHqafpi = Son las horas, de llano o de valle, deincumplimiento del requisito obligato-rio de mantener un factor de potenciainductivo, o bien, las horas, de llanoo de valle, de incumplimiento de man-tener un factor de potencia inductivoasignado por debajo de 1,00.
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11346 Sábado 18 marzo 2000 BOE núm. 67
BOE núm. 145 Sábado 17 junio 2000 21445
teriales, ha creado el Ministerio de Educación, Culturay Deporte.
La nueva denominación del Departamento de la Admi-nistración General del Estado responsable de las políticaseducativa, cultural y deportiva, viene a evidenciar laimportancia de la acción del Consejo Superior de Depor-tes en el último ámbito citado.
La trascendencia de esa actuación se pone de relievede modo particular al analizar las funciones que corres-ponden a la Dirección General de Deportes en el artícu-lo 6 del citado Real Decreto 286/1999, de 22 de febrero.
Ello dota de especiales características a las funcionesque desempeña el titular del órgano directivo de quese trata, que corresponden a los distintos ámbitos deldeporte, muchas de las cuales no son asimilables a lasllevadas a cabo por otros órganos directivos, lo que acon-seja la aplicación de la excepción prevista en el artícu-lo 46, en relación con el artículo 18.2, de la Ley 6/1997,de 14 de abril, de Organización y Funcionamiento dela Administración General del Estado.
Por tanto, el presente Real Decreto tiene por objetopermitir que el titular de la Dirección General de Deportesdel Consejo Superior de Deportes no ostente la condiciónde funcionario.
En su virtud, a iniciativa de la Ministra de Educación,Cultura y Deporte, a propuesta del Ministro de Admi-nistraciones Públicas y previa deliberación del Consejode Ministros en su reunión del día 16 de junio de 2000,
D I S P O N G O :
Artículo único. Modificación del Real Decreto286/1999, de 22 de febrero.
Se añade un apartado 3 en el artículo 6 del RealDecreto 286/1999, de 22 de febrero, cuya redacciónserá la siguiente:
«3. En atención a las características especialesde este órgano directivo, no será preciso que sutitular ostente la condición de funcionario, de con-formidad con lo previsto en el artículo 18.2 de laLey 6/1997, de 14 de abril.»
Disposición final única. Entrada en vigor.
El presente Real Decreto entrará en vigor el mismodía de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Dado en Madrid a 16 de junio de 2000.
JUAN CARLOS R.
El Ministro de Administraciones Públicas,
JESÚS POSADA MORENO
MINISTERIO DE ECONOMÍA
11374 CORRECCIÓN de errores de la Resoluciónde 10 de marzo de 2000, de la Secretaríade Estado de Industria y Energía, por la quese aprueba el procedimiento de operación delsistema (P.O.-7.4) «Servicio complementariode control de tensión de la red de transporte».
Habiéndose detectado diversos errores en el textode la Resolución de referencia, a continuación se rela-cionan para su corrección.
Página 11331, en el punto 4, último párrafo del apar-tado a), donde dice: «... en los períodos en los que lapotencia global generada sea igual o superior a 30 MW»,debe decir: «... en los períodos en los que la potenciaglobal registrada del conjunto de generadores acopladossea igual o superior a 30 MW».
Página 11332, en el punto 6.1.3 Consumidores pro-veedores del servicio, apartado b) Período horado devalle, donde dice: «(Cos ˚ » 1 inductivo)», debe decir:«(Cos ˚ « 1 inductivo)».
Página 11333, en el punto 7.3.2, donde dice: (Cos ˚inductivo « B1 siendo 0,95 B1 R 1,00)», debe decir:
«(cos ˚ inductivo « B1 siendo 0,95 R B1 R 1,00)».Página 11333, en el punto 9. Determinación de las
consignas..., párrafo tercero, donde dice: «determinarálos valores de coseno de (equivalentes a los valores...»,debe decir: «determinará los valores de coseno ˚ (equi-valentes a los valores...».
Página 11334, punto 10.1, último párrafo, dondedice: «... en los que la potencia activa neta media gene-rada (de un grupo...», debe decir: «... en los que la poten-cia activa neta registrada (de un grupo...».