Anexo 7 Actividad de producción de energía eléctrica

1. El informe anual de cobertura de la demanda definido en el artículo 44 pondrá de manifiesto los riesgos sobre la seguridad y continuidad de suministro existentes en cada uno de los sistemas eléctricos aislados, utilizando los indicadores estándar establecidos en el apartado 4.

Asimismo, para aquellos sistemas en los que se pongan de manifiesto riesgos sobre la seguridad y continuidad de suministro, el operador del sistema valorará técnicamente y bajo la hipótesis de nudo único las necesidades de nuevas instalaciones de generación térmica y en su caso, de instalaciones hidroeléctricas no fluyentes.

El operador del sistema indicará la potencia térmica necesaria propuesta, la potencia térmica adicional propuesta y en su caso, de instalaciones hidroeléctricas no fluyentes para cubrir la demanda prevista para cada uno de los años del horizonte del informe. La potencia necesaria propuesta para un año concreto será aquella para la que se obtenga un indicador de probabilidad de déficit de cobertura mensual de menos de un día en 10 años.

Asimismo indicará, en su caso, las limitaciones técnicas que pudieran existir relativas, entre otros aspectos, al tamaño y tecnología de los grupos, a las magnitudes de generación por zonas, y dará señales de localización por nudos, para lo cual tendrá en cuenta las redes existentes y planificadas o previstas en los planes de inversión de distribución aprobados.

A partir de las limitaciones contempladas en el párrafo anterior podrá proponer varios escenarios de potencia adicional propuesta para cubrir la demanda prevista.

La metodología a aplicar por el operador del sistema para la elaboración de este informe tendrá en cuenta los siguientes criterios:

a) Previsión de la demanda horaria para el periodo teniendo en cuenta una senda de puntas de demanda derivadas de las hipótesis de crecimiento económico estimadas por el Ministerio de Economía y Competitividad, teniendo en cuenta además las medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda que sean de aplicación, todo ello, considerando unas condiciones de temperatura desfavorables pero no extremas.

El operador del sistema deberá realizar el análisis de cobertura definido en este apartado para varias previsiones de demanda.

b) Previsión de generación de origen renovable categoría B mediante la generación de escenarios independientes de producción con base en datos históricos y en la senda de potencia instalada (real y futura), teniendo en cuenta la potencia inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, las instalaciones inscritas en el registro de régimen retributivo específico en estado de preasignación, así como la potencia convocada mediante el procedimiento de concurrencia competitiva para el otorgamiento del régimen retributivo específico definido en el artículo 12 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

En el caso de que no se haya aprobado dicho procedimiento de concurrencia se tomará la mejor previsión de instalación de generación de origen renovable.

c) Para las instalaciones categoría A, se tendrá en cuenta la potencia inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, la generación con resolución de compatibilidad en vigor, la potencia adjudicataria de los concursos convocados y las mejores previsiones de incrementos de potencia sin régimen retributivo adicional. No se tendrá en cuenta la potencia de las centrales que finalicen su vida útil regulatoria a partir de dicho año y la potencia de aquellas cuyo cierre se prevea. Se tendrá en cuenta la implantación de instalaciones de bombeo si así se ha autorizado. Para la previsión de generación de las centrales categoría A se tendrá en cuenta la aleatoriedad de sus indisponibilidades no programadas con base en la tasa de fallo fortuita observada. En este sentido, se generarán escenarios independientes de fallo con base en datos históricos.

d) Para los enlaces eléctricos con otros sistemas, se tendrá en cuenta la capacidad máxima de explotación bajo criterios que permitan salvaguardar la seguridad y calidad de suministro. Se generarán escenarios de fallo en función de la tasa de fallo fortuita observada en los mismos.

Se deberá especificar el método estadístico utilizado, las variables tenidas en cuenta y los valores o rango de valores asignados, de tal forma que se garantice la repetitividad de los cálculos realizados.

2. El informe sobre riesgos de cobertura de la demanda en el corto plazo definido en el artículo 45 se realizará conforme a la metodología recogida en este apartado.

a) Este informe comprenderá dos aspectos:

1.º Se realizará una evaluación del riesgo de fallo de suministro que podría derivarse de los propios recursos de producción y de las instalaciones de bombeo. A estos efectos se utilizarán los indicadores estándar indicados en el apartado 4 y el margen de reserva de potencia de regulación.

2.º Se realizará, si es procedente, un análisis zonal que pondrá de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generación o de redes para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geográficas o áreas determinadas de la red.

Asimismo, el operador del sistema propondrá, para diferentes tecnologías y diferentes escenarios, las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generación para cubrir la demanda prevista con los criterios de seguridad establecidos en la normativa de aplicación.

b) El operador del sistema tendrá en cuenta los siguientes criterios a la hora de elaborar este informe de cobertura:

1.º Previsión de la demanda horaria para el periodo anual teniendo en cuenta una senda de puntas de demanda derivadas de las hipótesis de crecimiento económico estimadas por el Ministerio de Economía y Competitividad, teniendo en cuenta además las medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda que sean de aplicación. Se tendrá en cuenta, en su caso, el efecto de la potencia interrumpible contratada para cada periodo, la cual deberá contemplarse como una reducción de la punta de la demanda.

2.º Previsión de generación de origen renovable mediante la generación de escenarios independientes de producción con base en datos históricos y la potencia instalada en cada sistema aislado.

3.º Para las instalaciones categoría A, se tendrá en cuenta la potencia inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica así como la aleatoriedad de sus indisponibilidades no programadas con base en la tasa de fallo fortuita observada. En este sentido, se generarán escenarios independientes de fallo con base en datos históricos.

4.º Los requerimientos de reserva rodante que se establecen en los Procedimientos de Operación.

5.º Para los enlaces eléctricos con otros sistemas, se tendrá en cuenta la capacidad máxima de explotación bajo criterios que permitan salvaguardar la seguridad y calidad de suministro. Se generarán escenarios de fallo en función de la tasa de fallo fortuita observada en los mismos.

Con la información anteriormente citada se efectuarán simulaciones hora a hora de cada día del año combinando los escenarios de generación de origen renovable con las series de fallos de las instalaciones categoría A.

Se deberá especificar el método estadístico utilizado, las variables tenidas en cuenta y los valores o rango de valores asignados, de tal forma que se garantice la repetitividad de los cálculos realizados.

3. Para la elaboración del informe relativo a la necesidad de instalar bombeos por garantía del suministro, seguridad del sistema o integración de energías renovables no gestionables, establecido en el artículo 74 se tendrá en cuenta lo establecido en este apartado.

a) La metodología a aplicar para la elaboración del informe del operador de sistema tendrá en cuenta los siguientes criterios:

1.º Previsión de la demanda horaria para el periodo teniendo en cuenta una senda de puntas de demanda derivadas de las hipótesis de crecimiento económico estimadas por el Ministerio de Economía y Competitividad, teniendo en cuenta además las medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda que sean de aplicación, todo ello, considerando unas condiciones de temperatura desfavorables pero no extremas.

2.º Previsión de potencia de origen renovable instalada analizando diferentes sendas de potencia instalada para las distintas tecnologías categoría A y categoría B en cada sistema aislado. Para la previsión de generación de origen renovable se analizarán escenarios independientes de producción con base en datos históricos.

3.º Para las instalaciones categoría A, se tendrá en cuenta la potencia inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, la generación con resolución de compatibilidad en vigor y las mejores previsiones de incrementos de potencia, no considerándose, a partir del año que aplique, las centrales que vayan a finalizar su vida útil regulatoria y aquellas que se prevea su cierre. Para la previsión de generación de estas centrales se tendrá en cuenta la aleatoriedad de sus indisponibilidades no programadas con base en la tasa de fallo fortuita observada. En este sentido, se generarán escenarios independientes de fallo con base en los datos históricos.

4.º Para los enlaces eléctricos con otros sistemas, se tendrá en cuenta la capacidad máxima de explotación bajo criterios que permitan salvaguardar la seguridad y calidad de suministro. Se generarán escenarios de fallo en función de la tasa de fallo fortuita observada en los mismos.

Se deberá especificar el método estadístico utilizado, las variables tenidas en cuenta y los valores o rango de valores asignados, de tal forma que se garantice la repetitividad de los cálculos realizados.

b) Para cada escenario de implantación que se analice, el operador del sistema realizará simulaciones del despacho de producción anual, con las siguientes simplificaciones:

1.º No se considerarán restricciones técnicas.

2.º Los costes variables de despacho de las centrales térmicas serán la media ponderada por la energía generada de los costes variables de despacho de todas las centrales térmicas de cada sistema aislado del último año.

3.º Para las instalaciones de bombeo el operador del sistema presentará una propuesta de valores unitarios de operación y mantenimiento variable y una propuesta de horas anuales de funcionamiento estándar del grupo, que será con las que realice la simulación.

Finalmente, para cada escenario, el operador del sistema calculará los costes de generación con las siguientes simplificaciones:

1.º Para las instalaciones térmicas inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica no se tendrán en cuenta la retribución por costes fijos.

2.º La retribución por costes variables a considerar para todas las centrales térmicas inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica será la media ponderada por la energía generada de la retribución por costes variables de todas las centrales térmicas de cada sistema aislado del último año.

3.º Para la simulación de implantación de nuevas instalaciones térmicas se considerará una retribución por costes fijos constantes en el tiempo.

4.º En el caso de las instalaciones de bombeo el operador del sistema presentará una propuesta de valor estándar de la inversión de la instalación y una propuesta de valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos que serán los que utilice para calcular la retribución por costes fijos de estas centrales, considerando una retribución por costes fijos constante en el tiempo.

c) En el informe elaborado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia regulado en el artículo 74 se realizará una valoración económica de las diferentes alternativas propuestas por el operador del sistema, incluyendo el vertido de renovable, cuantificando el impacto sobre los costes del sistema eléctrico definidos en el artículo 13 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y sobre el coste de generación de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares en el largo plazo. El informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia será evacuado en el plazo de dos meses desde la recepción de la solicitud.

En este informe, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia añadirá a los costes de generación calculados por el operador del sistema indicados en el apartado anterior, los costes relativos al régimen retributivo específico establecido en el título IV del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

En el citado informe se analizará expresamente la evolución de los costes del sistema eléctrico afectados en el largo plazo comparando los costes al incluir una instalación de bombeo teniendo en cuenta la retribución por costes variables de generación y la retribución por costes fijos obtenidos a partir de los parámetros propuestos por el operador del sistema en su informe, frente a una mayor integración de energía de origen renovable permitiendo vertidos. Adicionalmente la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia informará acerca de los parámetros propuestos por el operador del sistema, definidos en el apartado anterior.

4. En los informes de cobertura de la demanda y para la determinación de la potencia necesaria, la potencia adicional y las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generación se obtendrán unos indicadores estándar, como resultado de los estudios probabilísticos de cobertura, que muestren la fiabilidad y seguridad del sistema en función de las hipótesis de partida. Estos indicadores serán:

a) Energía esperada no servida (EUE, Expected Unserved Energy), en MWh/año.

b) Horas en las que existe una probabilidad no nula de que se produzca un déficit de cobertura (LOLE, Loss of Load Expectation), en horas/año.

c) Probabilidad de déficit de cobertura (LOLP Loss of Load Probability), en %.