Art. 70
Metodología para crear modelos de red comunes de los horizontes diario e intradiario
En vigor desde 2 ago 2017
Artículo 70
Metodología para crear modelos de red comunes de los horizontes diario e intradiario
1. En un plazo de seis meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT desarrollarán conjuntamente una propuesta de metodología para crear modelos de red comunes de los horizontes diario e intradiario a partir de los modelos de red individuales y para conservarlos. Dicha metodología tendrá en cuenta, y complementará cuando sea necesario, las condiciones operativas de la metodología del modelo de red común desarrollada de conformidad con el artículo 17 del Reglamento (UE) 2015/1222 por lo que respecta a los siguientes elementos:
a)
la definición de períodos de programación;
b)
los plazos para recopilar los modelos de red individuales, para fusionarlos en un modelo de red común y para conservar los modelos de red individuales y comunes; los plazos serán compatibles con los procesos regionales establecidos para preparar y activar medidas correctoras;
c)
el control de calidad de los modelos de red individuales y del modelo de red común que debe aplicarse para garantizar su integridad y coherencia;
d)
la corrección y mejora de los modelos de red individuales y comunes, aplicando como mínimo los controles de calidad a que se refiere la letra c), y
e)
la gestión de información adicional relacionada con las modalidades operativas, tales como los valores de consigna de protección o sistemas de protección de la red, los esquemas unifilares y la configuración de subestaciones para gestionar la seguridad de la operación.
2. Cada GRT creará modelos de red individuales de los horizontes diario e intradiario, de conformidad con el apartado 1, y los publicará en el entorno de datos de programación de la operación de la REGRT de Electricidad.
3. Al crear los modelos de red individuales de los horizontes diario o intradiario a que se refiere el apartado 2, el GRT incluirá:
a)
las previsiones actualizadas de carga y generación;
b)
los resultados disponibles de los procesos de los mercados diario e intradiario;
c)
los resultados disponibles de las tareas de programación descritas en la parte III, título 6;
d)
respecto a las instalaciones de generación de electricidad conectadas a redes de distribución, la salida agregada de potencia activa, diferenciada en función del tipo de fuente de energía primaria, en consonancia con los datos proporcionados de conformidad con los artículos 40, 43, 44, 48, 49 y 50;
e)
la topología actualizada de la red de transporte.
4. Todas las medidas correctoras ya decididas se incluirán en los modelos de red individuales de los horizontes diario e intradiario y podrán distinguirse claramente de las inyecciones y extracciones establecidas de conformidad con el artículo 40, apartado 4, y de la topología de la red en caso de no aplicarse medidas correctoras.
5. Cada GRT evaluará la precisión de las variables mencionadas en el apartado 3 comparándolas con sus valores efectivos, teniendo en cuenta los principios determinados de conformidad con el artículo 75, apartado 1, letra c).
6. Si, tras la evaluación a que se refiere el apartado 5, un GRT considera que la precisión de las variables es insuficiente para evaluar la seguridad de la operación, determinará las causas de la imprecisión. Si las causas dependen de los procesos del GRT para determinar los modelos de red individuales, el GRT revisará dichos procesos a fin de obtener resultados más precisos. Si las causas dependen de variables proporcionadas por otras partes, el GRT, junto con esas otras partes, hará todo lo posible por garantizar la precisión de las variables de que se trate.
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