D. Francisco Campo Buetas, Ingeniero Industrial y Director Técnico de la Asociación Empresarial Fotovoltaica, explicó en la Jornada de Saypower la Implementación, certificación y seguimiento del contrato de adscripción.
1.- Punto de Partida: Normativa:
¿Está claro el requerimiento normativo?
• RD 661/2007 Art. 18-d) Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10 MW
deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuara como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico. (Modificado en RD 1565/2010)
• PO 09 Información intercambiada por el Operador del Sistema, art. 7.1
(Resolución 27 oct. 2010 (BOE 28.10.10) Centro de control de instalaciones de producción.–La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción de potencia neta igual o superior a 10 MW (o de forma agregada de aquellas instalaciones de potencia inferior a ésta y que formen parte de un conjunto cuya conexión se realice a un mismo nudo de la red de tensión igual o superior a 10 kV y sumen más de 10 MW) deberá ser captada por medios propios y facilitada al OS través de conexión entre sus centros de control.
• Aquellas unidades de producción de potencia mayor de 1 MW que no cumplan las condiciones establecidas en el párrafo anterior, no tienen obligación de integrarse en un centro de control, pero deberán enviar la tele-medida de su producción neta en tiempo real al OS a través del centro de control del distribuidor de la zona.
• En el caso de que la instalación de producción esté integrada en una zona de regulación, su centro de control será el despacho de generación del propietario de dicha zona de regulación.
• RD 1565/2010 Cuatro. Se modifica el párrafo d) del artículo 18 del RD 661/2007, que queda redactado del modo siguiente:
• «d) Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10 MW, y aquellas con potencia inferior o igual a 10 MW pero que formen parte de una agrupación del mismo subgrupo del artículo 2 cuya suma total de potencias sea mayor de 10 MW, deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico.
• En los sistemas eléctricos insulares y extra-peninsulares, el límite de potencia anterior será de 1 MW para las instalaciones o agrupaciones.
• Todas las instalaciones con potencia instalada mayor de 1 MW, o inferior a 1 MW pero que formen parte de una agrupación de instalaciones cuya suma de potencias sea mayor de 1 MW, deberán enviar telemedidas al operador del sistema, en tiempo real, de forma individual en el primer caso o agregada en el segundo. Estas telemedidas serán remitidas por los titulares de las instalaciones o, en su caso, por sus representantes.
• A los efectos del presente real decreto se define agrupación al conjunto de instalaciones que se conecten en un mismo punto de la red de distribución o transporte, o dispongan de línea o transformador de evacuación común.
Del mismo modo, formarán parte de la misma agrupación, aquellas instalaciones que se encuentren en una misma referencia catastral, considerada ésta por sus primeros 14 dígitos. La potencia de una agrupación será la suma de las potencias de las instalaciones unitarias.
• Catorce. Se añade un nuevo segundo párrafo a la disposición transitoria cuarta con la siguiente redacción:
• «Las instalaciones a las que sean de aplicación las obligaciones previstas en el artículo 18.d) de este real decreto, excepto las instalaciones individuales de potencia superior a 10 MW, dispondrán de un periodo transitorio hasta el 30 de junio de 2011, inclusive, durante el cual no le será de aplicación la penalización establecida en el quinto párrafo del artículo 18.d).»
2.- Universo al que aplica: Punto de partida:
¿Cuántas instalaciones se ven afectadas?
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS A DICIEMBRE DE 2.010:
Hasta Noviembre 2010 no aplicaba a ninguna de las plantas fotovoltaicas instaladas.
• Se crea las figura “Agregación” en el PO 9
• Se crea la figura “Agrupación” en el RD 1565
• Se extiende el nivel de “superior a 10 MW” del RD 661 para adscripción a Centro de control también a agrupaciones. 1 MW en islas y ciudades autónomas
• Se establece la obligación de enviar tele-medidas en tiempo real a partir de 1 MW
• Se obliga a las Distribuidoras a comunicar Qué instalaciones están agrupadas s/ Orden ITC/3353/2010 de 28 de diciembre
• El plazo de implementación termina el 30 de junio 2011
3.- Necesidad de la Medida:
Admitiendo la segmentación entre los escalones de 1 y 10 MW, y desde un punto de vista puramente técnico, puede decirse:
• Para instalaciones nuevas parece incuestionable
• Para instalaciones existentes aporta muy poco, pues la gestionabilidad de esta tecnología es escasa y representará menos del 1% del total del Sistema.
• En general, las plantas y sus puntos frontera se ubican en la red de Distribución.
• Se desconoce a cuántos expedientes y a cuales va a aplicar.
• No está resuelto como gestionar los expedientes existentes, cuando se supere la potencia agrupada por entrada de un nuevo productor al mismo nudo o parcela.
• Los conjuntos de grandes instalaciones con líneas dedicadas en exclusiva ya eran leídos (o pueden serlo) por el Distribuidor desde las posiciones de llegada en las Subestaciones sufragadas en su día por los promotores.
• Los conjuntos de grandes instalaciones ya cuentan con tele-disparo, bien en la instalación o en la posición de llegada a la SET.
• Permitirá contabilizar una parte de la producción instantánea que se entrega en puntos intermedios de la Red de Distribución
• Resolución de 4 de marzo de 2011, de la Subsecretaría, por la que se acuerda la remisión del expediente administrativo correspondiente a los recursos contencioso-administrativos 1/34/2011, 1/44/2011, 1/46/2011, 1/50/2011, 1/53/2011, 1/59/2011, 1/62/2011, 1/65/2011, 1/81/2011, 1/84/2011, 1/87/2011, 1/90/2011 y 1/96/2011, interpuestos ante la Sala Tercera de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Supremo, sección tercera y se emplaza a los interesados en los mismos.
• A tenor de lo dispuesto en el artículo 48 de la Ley 29/1998, de 13 de julio, reguladora de la Jurisdicción Contencioso-Administrativa (BOE de 14 de julio de 1998), y en cumplimiento de lo solicitado por el Tribunal Supremo, Sala Tercera de lo Contencioso-Administrativo, sección tercera, se acuerda la remisión del expediente administrativo correspondiente a los recursos contencioso-administrativos números 1/34/2011, 1/44/2011, 1/46/2011, 1/50/2011, 1/53/2011, 1/59/2011, 1/62/2011, 1/65/2011, 1/81/2011, 1/84/2011, 1/87/2011, 1/90/2011 y 1/96/2011, interpuestos, respectivamente, por Parque Solar Apolo II, S.L.; Aj Els Vidals, S.L.; Todo Ener 01, S.L.; Mannerl y Eurogroup, S.L.; Antonio Beneito; Hispasoleo Osuna y otra; Asociación Empresarial Fotovoltaica; Asociación de la Industria Fotovoltaica; Mercantil Bersal 2001 Calidad, S.L.; Grenia, S.L. 2006 y otras; Ibi Solar Fotovoltaica, S.L. y otros; Fotosolarium 30, S.L. y otros; y Valpuren Bañuelo, S.L. y otras; contra el Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial (BOE 23-11-2010).
Asimismo, a tenor de lo dispuesto en el artículo 49 de la citada Ley, se emplaza a todas aquellas personas físicas y jurídicas a cuyo favor hubieren derivado o derivasen derechos de la resolución impugnada y a quienes tuvieran interés directo en el mantenimiento de la misma, para que comparezcan y se personen en autos ante la referida Sala en el plazo de nueve días, siguientes a la notificación o, en su caso, publicación de la presente resolución.
Madrid, 4 de marzo de 2011.–La Subsecretaria de Industria, Turismo y Comercio, Amparo Fernández González.
4. Conocimiento de la Obligación:
• Por el tamaño individual.
• En precario, por propio conocimiento de productores conectados a la mismo punto de la Red de Distribución
• Por comunicación escrita de la Distribuidora.
¿Cómo han llegado las notificaciones de las Distribuidoras?
• No hay constancia de que todas hayan cumplido el plazo de la ITC
• Transmiten claramente la pertenencia a una agrupación y su tamaño, esto es la obligación de Telemedida o de adscripción a un Centro de Control
• En caso de agrupaciones, No determinan cuales son los “socios” o “comuneros” con los que debe crearse la figura agregada.
• Algunas Distribuidoras ofrecen sus propios servicios, pues para la Tele-medida podría interpretarse que el PO 09 les obliga. Si bien la implementación de soluciones “Tipo” es siempre a cargo del Productor
5. Implementación y adecuación de las instalaciones.
Reconocida la aplicabilidad
• Si se trata de varios expedientes que forman agrupación >>> Creación de la persona jurídica que vaya a contratar los servicios conjuntos.
• Recopilación de la arquitectura de potencia y control de la evacuación de energía que aplique:
– Protecciones y Trafos de medida – Contadores o tarificadores
– Scada y Red local de comunicaciones
– Acceso a la Web
• Petición de ofertas:
– A los comercializadores de energía, pues están llegando a acuerdos con Centros de Control para prestar el servicio.
– A la Distribuidora a la que se entrega la producción
– Si es el caso, Al Centro de control que gestiona otras producciones no fotovoltáicas en el mismo nudo.
– Al otros proveedores del mercado
• Selección de adjudicatario y firma de contrato
5.a. Captación de los parámetros. Concentración
La información a transmitir desde la Planta al Centro de Control de Generación pretende conocer en tiempo real (con decalaje inferior a 12 segundos) el estado de producción de las plantas fotovoltaicas que, bien solas o en conjunto con otras próximas, superen la cifra de 10 MW (1 MW en islas y ciudades autónomas). En concreto, los siguientes parámetros eléctricos:
– Potencia activa generada o consumida
– Potencia reactiva generada o consumida – Tensión de red
– Planta conectada o desconectada
En el caso de telemedida, mientras algunas Distribuidoras exigen prácticamente los mismos parámetros, algunos representantes se limitan –de acuerdo a la letra del PO 9- a gestionar el envío de la potencia activa generada o consumida.
• Caso de Grandes instalaciones, compuestas por uno o más expedientes, que tienen línea o punto de evacuación común con teledisparo y totalizadores de energía ya instalados
En general requieren poca inversión, tanto para la telemedida permanente como para la adscripción a un centro de control, salvo para la implementación de la recepción y tratamiento de consignas.
• Caso de pequeñas instalaciones que forman agrupación pero no tienen línea o punto de evacuación común.
Es inviable hacer una generalización, pues se puede complicar de tal manera que lo haga en la práctica ineficaz.Entre las ideas que pueden implementarse, siempre a costa de perder precisión se encuentran:
1. A través de un Scada o PLC local, Interrogación directa (cada 3-6 segundos) a contadores, si disponen de puerto libre y dando prevalencia a la tele-lectura.
2. Instalación de posiciones (celdas de medida ) o trafos con más secundarios al efecto y analizadores de energía
3. Lectura directa de salida de inversores si existe red y Scada con un ciclo de refresco corto.
4. Comunicación local vía fibra , radiofrecuencia (Wimax por ej.) o satelital
Aún así aparecen preguntas del estilo
• ¿Cómo y quien interpreta qué se hace en los casos en que las redes de MT y CCTT son propiedad de la Distribuidora?
• ¿Qué hace un expediente de más de 1 MW y que forma agrupación con otros superando los 10 MW? ¿Daría telemedida individual y se adscribirá a un centro de control con el resto o, le sale más cómodo ir individual y directamente a un Centro de Control de Generación?
• ¿La entrada de un nuevo productor implicará la revisión permanente y adaptación de las instalaciones del entorno? ¿Quién lo haría
5.b. Inversión y gasto corriente
• Coste de la inversión. Parámetros básicos o unitarios allí donde apliquen:
1. Instalación completa de equipo de comunicaciones para tele-medida permanente y recepción de consignas del Centro de control. 1.500 a 18.000 €.
2. Equipo parcial de Captación de datos de los equipos de medida existentes y envío al Centro de control de generación 1.500 a 3.000 €
3. Equipo local de teletransmisión por radiofrecuencia para suministro de información a Unidad central de la Agrupación de varias instalaciones 300 a 1.500 €
4. Suplemento Instalación de equipamiento de potencia completo para medida en Media Tensión, para el caso de agrupaciones de varias instalaciones conectadas en un mismo punto de una red de distribución 4.000 a 9.000 €
5. Soporte Propiedad y ayudas al instalador, por instalación 400 a 600 €
• Coste de la inversión para seguimiento de consignas. Parámetros básicos o unitarios allí donde apliquen:
1. Implementación software centralizado de control y limitación de potencia, en base a una consigna recibida 1.500 a 6.000 €
2. Implementación accionamiento de equipos para reducir la potencia generada hasta
un valor preestablecido, por inversor que se quiera regular 115 a 300 €
3. Implementación accionamiento de la aparamenta de protección de líneas y equipos para asegurar el cumplimiento de la consigna recibida y por línea o ramal de media tensión 2.500 a 6.000 €
4. Certificado conformidad equipos individuales y agrupación……. Oca ó No necesario
5. Dir. Técnica modificación instalación, donde aplique………….…. 0 a 2.000 €
• Gasto corriente. Parámetros básicos o unitarios allí donde apliquen
• Mantenimiento de los equipos instalados…. Entre el 5 y 10% de la inversión
• Servicio mensual de comunicaciones…….. 100 a 1.200 €
• Servicio mensual de adscripción a centro de control…….. 100 a 500 €
5.C Recepción de consignas. Seguimiento
• La adscripción a un Centro de Control de Generación tiene como objeto gestionar la capacidad instantánea de producción para mejorar la estabilidad del sistema.
• No seguir las consignas recibidas puede terminar con la activación del tele-disparo por parte del Operador del Sistema.
• ¿Qué se puede gestionar en un parque fotovoltaico?
1. Reducciones de la potencia máxima generable en un momento determinado. Implica: – Scada para recibir la consigna y lazo de regulación para su gestión
– Adaptación de inversores para recibir consignas continuas o de escalón (parada, conexión)
– Adaptación interruptores motorizados en celdas de líneas MT y telemandados desde Scada para garantizar la actuación en caso necesario
– Idem. en BT para garantizar una regulación en escalones más pequeños y directamente ante inversores
2. El factor de potencia, requerirá (no aplica a agrupaciones):
– Scada para recibir la consigna y lazo de regulación para su gestión
– Adaptación de inversores para recibir consignas continuas, en los que lo admitan – Instalación batería condensadores automática hasta la potencia a cubrir
6. El Contrato de adscripción.
• Se trata de un servicio que, en su carácter básico, hoy por hoy no aporta valor al productor.
• La obligación es del productor y aunque contrate el servicio, la responsabilidad no se delega.
• ¿A qué centro convendría adscribirse desde un punto de vista económico?
A uno de prestigio y, a ser posible con el que existan o puedan existir otras relaciones comerciales que fortalezcan la vinculación entre las partes
• ¿y desde el punto de vista de gestión del nudo? >> Es pronto para considerarlo
Los eventos en horario de producción de las fotovoltaicas son más bien escasos.
En general, las plantas cuelgan de la red de distribución y su aportación está muy distribuida
Representan menos del 4% de la capacidad de generación La gestión de la energía es muy complicada
7. Certificación en plazo
• Las Distribuidoras ha comenzado a realizar sus comunicaciones a mitad de marzo 2010, a esta fecha aún no lo han recibido todos los destinatarios.
• En el caso de agrupaciones de instalaciones de distintos propietarios, debe estimarse un plazo no inferior a un mes, desde la comunicación de la Distribuidora, para que puedan constituirse como persona jurídica y poder comprometer un pedido.
• Los plazos que están ofreciendo los centros de control y también los agentes comercializadores de energía que han suscrito convenios con ellos ronda los 4 meses, siempre que no haya modificación significativa de las instalaciones de potencia.
• En el caso de agrupaciones que deban realizar modificaciones en la etapa de potencia de Media tensión, implica unos plazos ejecución de 12 a 16 semanas, aún admitiendo que se construya en precario y se legalice administrativamente a posteriori mediante un certificado de Dirección técnica de obra.
• ¿Qué acciones se pueden tomar si no se logra la implementación en plazo?
1. Solicitar una prórroga a nivel individual, una vez se tenga contratado en firme la adaptación
2. Las Grandes asociaciones del Sector van a solicitar una ampliación de plazo hasta Diciembre 2011.
8. Seguimiento del Contrato de Adscripción
• ¿Cómo se supervisa el cumplimiento contractual del Representante o del Centro de Control?
• En el contrato debe establecerse algún sistema de seguimiento periódico
• Si es posible que exista acceso intranet para acceder a las gráficas de las curvas registradas.
• Por supuesto, ausencia de petición de aclaraciones o quejas del operador del sistema.
• Es conveniente que la Duración del contrato inicial no sea superior a un par de años.
• Es recomendable algún tipo de afianzamiento que aminore eventuales daños irrogados por omisión o incumplimiento contractual
El documento publicado evalúa el impacto de la flexibilidad en el costo de descarbonizar la matriz eléctrica chilena.
Las Comunidades Energéticas están compuestas por Miichi Ka’i, tecnología innovadora creada por el IPSE que combina eficiencia, versatilidad y sostenibilidad para suministrar el servicio de energía 24/7.
