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Descripción del proceso.
Con fecha 2 de diciembre de 2005 se publicó el Real Decreto
1454/2005, por el que se modifican determinadas disposiciones
relativas al sector eléctrico. En su Artículo sexto, punto cinco “se
establece la obligación para todas las instalaciones del régimen especial
con potencia superior a 10 MW de estar asociadas a un centro de
control, que actuará como interlocutor del operador del sistema,
transmitiendo las instrucciones a los distintos propietarios de dichas
instalaciones o sus representantes, con objeto de garantizar en todo
momento la fiabilidad del sistema eléctrico".
Esta obligatoriedad se encuentra actualmente en pleno proceso de
implantación tanto por los proveedores del servicio como por los
propietarios de los parques eólicos y demás tecnologías afectadas por
la medida. Los primeros, con los últimos ajustes en sus procesos, en su
coordinación con el operador del sistema y en la captación de clientes.
Los segundos con la adaptación de sus instalaciones y en la
contratación del servicio que les asegure el cumplimiento de la
legislación para la fecha de su obligatoriedad, antes del 24 de
diciembre.
El servicio de despacho delegado se describe como un interlocutor
con REE para las instalaciones de generación renovable de más de 10
MW que debe atender al envío de medidas y recepción de consignas que
garanticen la seguridad del sistema eléctrico. Las consignas se
referirán a la disminución de la potencia máxima que puede ofertar cada
instalación y serán ordenadas por REE en último término, siempre que no
existan otros medios para excluir de riesgos al sistema. La actuación
será en tiempo real o con la antelación suficiente, bien porque ya se
ha actuado sobre la energía gestionable, bien porque únicamente es
posible su solución mediante la actuación sobre la energía no
gestionable.
En los procedimientos de operación de REE y documentación adicional se
encuentra una descripción del proceso, no invadiendo el terreno de la
relación entre el productor y el centro de control contratado, que
puede calificarse de libre entre las partes.
Las partes implicadas directamente en este proceso son:
- Los centros de control.
- Los productores en régimen especial.
- El CECRE de REE.
El Centro de Control de Régimen Especial de Red Eléctrica (CECRE) se
inserta en el Centro de Control Eléctrico de Red Eléctrica (CECOEL),
habiéndose diferenciado el tratamiento al régimen especial en el
control del operador del sistema por garantizar la seguridad y calidad
del abastecimiento para la energía en régimen especial.
Fases del proceso.
1.- Envío a REE de medidas del parque.
La frecuencia del envío deberá ser, como máximo, de 12 segundos e
incluir, al menos, la potencia activa, reactiva, la conectividad del
parque y, si están disponibles, la medida de tensión, la intensidad y dirección
del viento y la temperatura, requiriéndose estos datos meteorológicos
exclusivamente para los parques eólicos.
2.- Recepción y gestión de las consignas enviadas por REE.
Cada minuto, REE analiza las medidas que recibe al nivel del nudo
de conexión y envía consignas a los productores por parque y tipo de
parque a través de sus despachos delegados. El despacho delegado recibe
la consigna y, o bien la gestiona directamente a través de un acceso
remoto a las instalaciones, bien reenvía la consigna al centro de
operaciones del parque al que se encuentra conectado.
Independientemente del medio escogido, la consigna debe materializarse
en un plazo inferior a los quince minutos, si bien existe una pequeña
tolerancia.
3.- Adaptación de las consignas de REE.
REE analiza el sistema al nivel de los nudos de red. Si un nudo no
es gestionado completamente por un mismo centro de control, REE propone
las consignas por parque y tipo de parque mediante un reparto
proporcional. En caso contrario, la consigna se emitirá por nudo
pudiendo el centro de control redistribuir la consigna entre los
parques con las consabidas justificaciones.
4.- Levantamiento de la consigna.
Por el momento, se prevé que las consignas se envíen cada minuto
debiendo ser mantenidas mientras sean recibidas, satisfaciendo el plazo
de respuesta mínima de los quince minutos. En un futuro es posible que
las consignas se mantengan para un plazo de 10 minutos incorporando
medidas que suavicen las consignas aportando una mayor estabilidad a
las reducciones de potencia.
5.- Incumplimientos.
Ante un incumplimiento de las consignas, REE puede ordenar el
disparo del parque.
Requisitos centro de control.
a.) Los centros de control deben disponer de una conexión punto a punto
dedicada con el CECRE, redundantes y con un ancho de banda mínimo que
garantice el correcto intercambio de la información (256 kbps).
- Una infraestructura técnica y los recursos humanos suficientes para
garantizar el funcionamiento y el envío de medidas 24 horas todos los
días del año.
b.) Un sistema SCADA en funcionamiento 24x7 que cubra el fallo simple
de un equipo o función.
c.) Un sistema de control continuo que permita la atención de cualquier
incidencia en el funcionamiento cen un plazo inferior a una hora.
d.) Los centros de control de generación deben cumplir el protocolo de
comunicación determinado por REE.
e.) Todas estas cuestiones serán confirmadas y habilitadas por parte de
REE con los agentes que deseen proveer el servicio de centro de control.
Causas en la restricción de la potencia máxima.
El envío de las consignas se realizará debidamente motivado por el
operador del sistema, recogiéndose, actualmente, las siguientes
motivos:
- Congestión de la evacuación de generación.
Sobrecargas inadmisibles sobre elementos de la red de transporte
debidos a excesos de producción respecto a la capacidad de evacuación.
En primer lugar se actuará sobre la energía en régimen ordinario hasta
su mínimo técnico, posteriormente, sobre la energía en régimen
especial. El distribuidor también puede comunicar la necesidad de
reducción al operador del sistema.
- Estabilidad.
Asociadas a la máxima pérdida de generación que el sistema puede
soportar debido a un hueco de tensión actuando, en caso de reducción de
producción, en primer lugar, sobre las instalaciones con menores
tolerancias a los huecos de tensión.
Se antoja como la causa más probable de reducción de potencia.
- Potencia de cortocircuito.
Determinada máxima producción que puede proveerse a un nudo de la red
medida en MVA.
- Viabilidad de los balances de potencia.
En la programación de la generación, el operador del sistema debe
asegurar la viabilidad de los balances de potencia activa y reactiva
teniendo en cuenta las circunstancias singulares de operación y los
límites técnicos de las plantas gestionables imprescindibles para
cubrir la demanda en los períodos horarios próximos. Se asocia a
horizontes diarios sobre la totalidad del sistema.
- Excedentes de generación no integrables en el sistema.
En determinadas circunstancias, una demanda inferior a la prevista o
una producción superior a la previsión pueden ser consideradas
inviables por el operador del sistema el cual puede determinar el corte
de alguna instalación.
- Mecanismo excepcional.
En último término el operador del sistema puede determinar excepcionalmente
cualquier acción sobre el sistema si carece de medios para la
resolución de la incidencia.
Perspectivas inmediatas
El cada vez mayor peso de las energías provenientes de fuentes no
renovables, especialmente de energía eólica, hace entender fácilmente
la necesidad de un control sobre la seguridad del sistema inspiradora
de este servicio. Especialmente relevante se convierte en cuanto que ya
se cuenta con una experiencia acumulada en máquinas con tolerancias
reducidas frente a huecos de tensión, y pueden adivinarse situaciones
de escasa demanda en las que la generación no gestionable amenace el
mínimo técnico de centrales como las nucleares. Con todo, aún quedan
cuestiones pendientes de determinación.
Con las reformas legales próximas, deberá plantearse si se establece
una moratoria para los parques que no contraten este servicio y
el régimen económico aplicable a la energía no producida y a
quienes incumplan con la obligación del servicio. Esta última cuestión
podría solventarse con la exclusión del cobro de la prima.
Pasado un plazo deberá analizarse si el 30% del tiempo enviando
consignas, estimado actualmente por REE, constituye un porcentaje que
justifique las inversiones de proveedores y promotores y qué
iniciativas sobreviven.
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