CAPÍTULO II. Procedimiento de despacho de la generación y determinación del coste horario de las instalaciones de generación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares
Artículo 4. Procedimiento de despacho de la generación.
1. El despacho de la generación para cada uno de los sistemas aislados de los SEIE se llevará a cabo por el Operador del Sistema mediante la minimización del coste variable de producción utilizando un modelo adecuado que cumpla los requisitos establecidos en el artículo 4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, de tal forma que se efectúe la cobertura de la demanda con los recursos de generación disponibles en cada sistema eléctrico, de acuerdo con el orden de mérito económico y las limitaciones que impongan las restricciones de red o medioambientales.
2. A estos efectos, la Dirección General de Política Energética y Minas, establecerá anualmente, con carácter previo y a propuesta de la Comisión Nacional de Energía, los objetivos mínimos de eficiencia y calidad en cada SEIE.
Dichos objetivos serán referencias básicas en la explotación real para el operador del sistema. Las desviaciones relativas derivadas de la explotación real respecto a los objetivos fijados en cada SEIE, exceptuando aquellas derivadas de circunstancias excepcionales y sobrevenidas, podrán ser consideradas en la retribución del operador del sistema.
3. El modelo de despacho deberá cumplir los siguientes requisitos mínimos:
3.1 Programación semanal y diaria:
El despacho económico se iniciará en una programación semanal para todos los sistemas eléctricos que componen los SEIE, redefinida en programaciones diarias con las excepciones que se puedan establecer en los procedimientos de operación, y serán debidamente comunicadas a los agentes implicados.
Sin perjuicio de su desarrollo en el Procedimiento de Operación correspondiente, el despacho de generación se realizará partiendo de los parámetros técnicos aprobados para cada grupo generador de régimen ordinario, particularmente los siguientes:
a) Potencia neta máxima y mínimo técnico.
b) Rampas de subida y bajada de potencia.
c) Tiempos y costes de arranque.
d) Costes variables de funcionamiento según el nivel de carga (combustible y otros costes variables de operación y mantenimiento).
e) Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación.
En el caso de los sistemas de turbinación-bombeo se considerará la información siguiente:
a) Potencia efectiva neta y mínimo técnico para los grupos de turbinación-bombeo.
b) Rampas de subida y bajada de potencia para los grupos de turbinación-bombeo.
c) Tiempos de arranque, tanto para los grupos de turbinación como para los de bombeo.
d) Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación primaria, secundaria y terciaria, tanto para los grupos de turbinación como para los de bombeo.
e) Cotas y volúmenes almacenados en los embalses.
A ello el operador del sistema añadirá:
a) La información comunicada por los agentes de indisponibilidades o restricciones adicionales en el funcionamiento de los generadores.
b) Los programas horarios previstos y comunicados por los generadores de régimen especial. Red Eléctrica revisará los programas previstos y utilizará en el despacho la mejor previsión disponible, particularmente en la generación eólica.
c) La mejor previsión de demanda horaria del sistema disponible en el horizonte de decisión.
El proceso de despacho constará al menos de dos etapas:
1.ª Despacho inicial con criterio exclusivamente económico: En esta etapa la generación y reserva rodante de cada grupo generador, para cada una de las horas, es asignada como nudo único. Asimismo, tendrá en cuenta un mínimo de generación gestionable necesaria que proporcione la inercia, reservas de regulación y garantía de cobertura suficiente para la explotación del sistema eléctrico en condiciones de seguridad y estabilidad.
Se utilizará para ello un modelo de minimización de costes variables que tenga en cuenta las características de los datos de entrada antes citados.
Cuando el sistema eléctrico disponga de instalaciones de generación de origen renovable, se programará su funcionamiento buscando minimizar tanto el coste variable del despacho para el periodo de planificación estudiado como el vertido de energía.
En caso de existir equipo hidráulico con embalse, se incorporará como dato de entrada información proveniente del valor del agua en los embalses calculado en una optimización del sistema a más largo plazo.
En el cálculo de la cobertura de la curva de demanda, la generación prevista de origen renovable se colocará en base, sin consideración de coste, hasta el límite de integración que permita salvaguardar las condiciones de seguridad y calidad de suministro para el sistema eléctrico.
Cuando el sistema eléctrico disponga de sistemas de turbinación-bombeo, éstos se programarán sin consideración de costes para minimizar el vertido de energía. El bombeo se programará a partir de generación de origen térmico únicamente cuando se minimice el coste de explotación para el conjunto del sistema y no se produzca vertido instantáneo de energía producida en régimen especial o a partir de fuentes de energía renovables.
2.ª En una segunda etapa se analizarán las posibles restricciones impuestas por la red de transporte a esta situación base de cobertura, por violación de los límites impuestos en estado normal de funcionamiento a las variables de control del sistema, y ante las contingencias establecidas en el Procedimiento de Operación correspondiente.
Se procederá a un reajuste de la generación si fuera necesario, con criterios de seguridad y economía, identificando condiciones de funcionamiento obligadas de los grupos.
De igual modo, se habrá procedido a reajuste de generación si las restricciones de carácter medioambiental así lo impusieran.
3.2 Resolución de desvíos generación-consumo con horizonte intradiario y en tiempo real.
Los desvíos generación-consumo serán previstos por el Operador del Sistema dentro del propio día, con un horizonte superior a la hora. Estos desvíos podrán dar lugar a reajustes sobre la programación diaria, con los mismos criterios de despacho definidos en el apartado anterior, cuando el Operador del Sistema lo estime necesario, y con la debida comunicación a los agentes afectados.
Los desvíos en tiempo real, serán atendidos por el Operador del Sistema haciendo uso de las asignaciones de reserva de regulación (secundaria y terciaria).
3.3 Análisis de seguridad de la cobertura anual.
Además el Operador del Sistema analizará, con periodicidad al menos trimestral, la seguridad en la cobertura con un horizonte anual móvil.
El análisis de seguridad comprenderá dos aspectos:
a) El primero evaluará el riesgo de fallo de suministro que podría derivarse de los propios recursos de producción. Se utilizarán, como índices de riesgo, la probabilidad de no cobertura de la demanda, el valor esperado de la energía demandada y no suministrada, y el margen de reserva.
b) El segundo consistirá, si es procedente, en un análisis zonal que pondrá de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generación y de transporte para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geográficas o áreas determinadas de la red.
El informe será remitido por el Operador del Sistema a la Dirección General de Política Energética y Minas y al organismo competente en materia de energía eléctrica de la Comunidad Autónoma o Ciudad que corresponda y a los agentes implicados.
> <small>Se modifica el apartado 3.1 por la disposición final 1 de la Orden IET/1711/2013, de 23 de septiembre. [Ref. BOE-A-2013-9944](https://www.boe.es/buscar/doc.php?id=BOE-A-2013-9944).</small>
Texto oficial de Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (BOE-A-2006-5807). No constituye asesoramiento jurídico. Consulta la versión consolidada en boe.es.
