Resolución DCOOR/DE/003/20 de Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, 24-09-2020
| Fecha | 24 Septiembre 2020 |
| Número de expediente | DCOOR/DE/003/20 |
| Actividad Económica | Energía |
I. DISPOSICIONES GENERALES
COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS
Y LA COMPETENCIA
11490 Resolución de 24 de septiembre de 2020, de la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia, por la que se aprueba la adaptación del
Procedimiento de Operación 4.0 «Gestión de las interconexiones
internacionales» a la reglamentación europea.
La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y
la Competencia, modificada por el Real Decreto-Ley 1/2019, en su artículo 7, acerca de
la supervisión y control en el sector eléctrico y en el sector del gas natural, determina en
su apartado primero la potestad de la Comisión Nacional de los Mercados y la
Competencia de establecer, mediante circular, la metodología relativa al acceso a las
infraestructuras transfronterizas, incluidos los procedimientos para asignar capacidad y
gestionar la congestión en los sectores de electricidad y gas.
En fecha 2 de diciembre de 2019, se publicó en el «Boletín Oficial del Estado» la
Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la
Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento
del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema.
La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador del sistema deberá
elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea.
Asimismo, en sus artículos 7, 10, 12 y 13, establece que el operador del sistema
calculará la capacidad de intercambio de las interconexiones con Francia y Portugal, en
coordinación con los operadores del sistema portugués y francés, teniendo en cuenta la
metodología regional de cálculo de la capacidad de intercambio prevista en los
horizontes de largo plazo, diario e intradiario, según lo previsto en el Reglamento (UE)
2016/1719, de 26 de septiembre de 2016, por el que se establece una directriz sobre la
asignación de capacidad a plazo, y en el Reglamento 2015/1222 (UE), de 24 de julio
de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la
gestión de las congestiones. Asimismo, prevé la Circular, en sus artículos 15, 16 y 17, el
cálculo de la capacidad de la interconexión que deberá realizar el operador del sistema
en las interconexiones con Marruecos y Andorra.
El artículo 20 del Reglamento (UE) 2015/1222 establece que los operadores de los
sistemas de una región de cálculo de capacidad han de proponer una metodología de
cálculo coordinado de capacidad transfronteriza para los horizontes diario e intradiario.
Dicha metodología propuesta para la región SWE (fronteras de España con Portugal y
Francia) fue aprobada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia con
fecha 24 de octubre de 2018, siendo de aplicación desde el 27 de enero de 2020.
operadores de los sistemas de una región de cálculo de capacidad han de proponer una
metodología común de cálculo coordinado de la capacidad para horizontes temporales a
largo plazo. Dicha metodología propuesta para la región SWE fue finalmente aprobada
el 10 de marzo de 2020, con entrada en vigor no más tarde del segundo trimestre
de 2022.
Finalmente, el artículo 37(3) del Reglamento (UE) 2017/2195, sobre balance
eléctrico, establece que los operadores de los sistemas de una región de cálculo de
capacidad elaborarán una metodología para el cálculo de la capacidad interzonal de
intercambio dentro del horizonte temporal del balance para el intercambio de energía de
balance o para operar el proceso de compensación de desequilibrios. Dicha metodología
está pendiente de desarrollo.
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Por otro lado, los artículos 50(3) y 51(1) de dicho Reglamento (UE) 2017/2195
establecen la elaboración de metodologías comunes de liquidación de los desvíos
intencionados y no intencionados cuya aplicación futura supondrá una modificación en
los actuales procesos de cálculo y compensación de los desvíos de regulación. Dichas
metodologías se encuentran actualmente en fase de aprobación.
En consideración de todo el desarrollo normativo de carácter regional descrito
anteriormente se hace necesario actualizar el Procedimiento Operativo 4.0 «Gestión de
las interconexiones internacionales».
El operador del sistema sometió a consulta pública, a través de su web, su propuesta
de adaptación del P.0. 4.0, desde el 12 de diciembre de 2019 hasta el 13 de enero
de 2020.
En fecha 23 de marzo de 2020, tuvo entrada en la CNMC escrito del operador del
sistema, por el que remitió propuesta de P.O. 4.0, en cumplimiento de lo establecido en
el artículo 5 de la Circular 2/2020, de 9 de enero. El escrito se acompañó de los
comentarios de dos agentes recibidos durante el período de consulta pública.
Con fecha 8 de julio y, de acuerdo con la disposición transitoria décima de la
Ley 3/2013, de 4 de junio, se dio trámite de audiencia, enviando al Consejo Consultivo
de Electricidad la «Propuesta de resolución por la que se aprueba la adaptación del
P.O. 4.0, «Gestión de las interconexiones internacionales» a la regulación europea».
Asimismo, en esa misma fecha, en cumplimiento del trámite de información pública, se
publicó en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la
citada propuesta de resolución para que formularan sus alegaciones en el plazo de
veinte días hábiles.
Con fecha 8 de julio, fue remitida esta propuesta a la Dirección General de Política
Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al respecto.
En el marco del trámite de consulta indicado, no se han recibido comentarios a la
propuesta.
La propuesta recoge los principios generales relacionados con la gestión de las
interconexiones internacionales de electricidad para las fronteras con Francia, Portugal,
Marruecos y Andorra.
Los cambios más relevantes introducidos por la propuesta frente a la versión vigente
son los siguientes:
– Recoge el cálculo del valor teórico máximo de la capacidad de intercambio de las
interconexiones con Francia y Portugal haciendo referencia a las metodologías
regionales de cálculo correspondientes, para que resulten de aplicación según lo
dispuesto en dichas metodologías.
– Se actualizan los horizontes para los que, como mínimo, se realizarán previsiones
de capacidad de intercambio, así como sus plazos de publicación y alcance, de forma
coherente y compatible con las metodologías regionales de cálculo de capacidad.
La propuesta mantiene el mecanismo de cálculo del P.O. 4.0 vigente para las
fronteras España-Marruecos y España-Andorra, no sujetas a los reglamentos europeos
(UE) 2015/1222, (UE) 2016/1719 y (UE) 2017/2195.
También mantiene los acuerdos bilaterales para el cálculo de capacidad a largo plazo
en las fronteras España-Francia y España-Portugal, vigentes hasta su futura sustitución
con la entrada en vigor de la metodología de cálculo de capacidad derivada del
Reglamento (UE) 2016/1719, en el segundo trimestre de 2022.
Adicionalmente, la propuesta de P.O. 4.0 incorpora otras modificaciones como la
consideración de la futura liquidación financiera de los desvíos establecida en el
Reglamento (UE) 2017/2195, la eliminación de la referencia a la Circular 2/2014,
Mercados y la Competencia, y la consideración de los procesos de aprobación de los
acuerdos en aplicación de las directrices y códigos de red en vigor.
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La propuesta de P.O. 4.0 establece que el operador del sistema debe realizar, al
menos, las previsiones de capacidad de intercambio con horizonte anual, mensual y
diario, mientras que el P.O. vigente prevé una actualización anual, mensual y semanal.
A este respecto, esta Sala entiende el interés en mantener la previsión con horizonte
semanal dado que la previsión mensual puede verse modificada en el corto plazo por
retrasos o adelantos de los trabajos planificados en la red de transporte o por averías
sobrevenidas. No obstante, se ha de tener en cuenta que la previsión con horizonte
diario está prevista en el artículo 69 del Reglamento (UE) 2015/1222, y las previsiones
con horizonte anual y mensual están previstas en las Reglas Armonizadas de Asignación
de Derechos de Largo Plazo (HAR) a las que hace referencia el artículo 51 del
Reglamento (UE) 2016/1719. Por el contrario, el cálculo semanal no está soportado por
la normativa europea, por lo que su mantenimiento requiere de un acuerdo adicional con
los TSO vecinos: una previsión semanal unilateral correspondería únicamente a la
evaluación del TSO español, por lo que este valor podría no ser representativo de la
capacidad real al no tener en cuenta la evaluación de los TSO vecinos, y podría no ser
coherente con las previsiones acordadas y publicadas por los TSO de la región SWE en
los canales correspondientes (página web IESOE, plataforma de transparencia de
ENTSO-E), lo cual podría provocar confusión a los sujetos de mercado. Por todo ello, se
considera adecuada la propuesta realizada por el operador del sistema.
Uno de los aspectos más relevantes en la gestión de interconexiones es el
establecimiento de la capacidad de intercambio que se calcula como la diferencia entre
el valor teórico máximo de capacidad de intercambio y el margen de seguridad.
Para la interconexión España-Francia y España-Portugal, la propuesta de P.O.
contempla que este margen de seguridad se calcule siguiendo la metodología regional
derivada de la aplicación del Artículo 21 del Reglamento (UE) 2015/1222 o del
Artículo 10 del Reglamento (UE) 2016/1719, dependiendo del horizonte de previsión.
A este respecto, cabe señalar que las metodologías empleadas para la
determinación de los márgenes de seguridad en los cálculos de capacidad en la frontera
España-Francia y España-Portugal en cada horizonte se recogen en las metodologías
regionales de cálculo de capacidad de la región SWE, que son públicas. En particular, el
cálculo de este margen se encuentra recogido en el artículo 5 de la metodología de
cálculo de la capacidad a largo plazo y en el artículo 6 de la metodología regional de
cálculo de capacidad de intercambio en aplicación del artículo 21 de la GL CACM.
En cuanto a la publicidad de los cálculos realizados, cabe señalar que, de acuerdo
con el artículo 15.1 de la metodología regional de cálculo de capacidad de intercambio
en aplicación del artículo 21 de la GL CACM, en tanto no se disponga de datos
estadísticos para llevar a cabo el cálculo del margen de seguridad previsto en la
metodología, se utilizará, transitoriamente, los valores que actualmente se vienen
aplicando para las interconexiones con Francia y Portugal. En concreto, estos valores se
establecen temporalmente en la metodología como el máximo entre un valor fijo de 100
MW y un 10% de la capacidad máxima física posible, para la interconexión España-
Portugal y, el máximo entre un valor fijo de 200 MW y un 7,5% de la capacidad máxima
física posible, para la interconexión España-Francia. En el momento en que se cuente
con datos suficientes (previsiblemente a finales de 2020), el margen de seguridad será
propuesto por los TSOs de la región aplicando los cálculos previstos en la metodología,
validados por las autoridades reguladoras de la región SWE y publicados de manera
coordinada.
La nueva metodología común de cálculo de capacidad coordinado de la región SWE
se está aplicando en el horizonte diario desde el 27 de enero de 2020. No obstante,
desde su implementación, los TSO de la región acordaron mantener temporalmente el
cálculo de capacidad de carácter semanal que se venía utilizando, como salvaguarda en
caso de fallo del proceso diario.
Dado que el apartado 5 del procedimiento de operación 4.0 que ahora se aprueba
implica, respecto a la versión anterior de dicho procedimiento de operación, la sustitución
de las previsiones semanales de valores capacidad de intercambio por previsiones
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diarias, debe mantenerse transitoriamente la previsión semanal, en tanto sea necesario
este horizonte para garantizar la fiabilidad de los nuevos cálculos.
Asimismo, con el fin de dar transparencia a los sujetos, se considera necesario que
el operador del sistema publique en su página web la fecha en la que se comenzará a
calcular la previsión de capacidad de intercambio de largo plazo (anual y mensual), de
acuerdo con las metodologías regionales derivadas del artículo 10 del Reglamento (UE)
2016/1719, en coordinación con los operadores de los sistemas vecinos, con al menos
un mes de antelación, siendo el plazo máximo para esta comunicación el segundo
trimestre de 2022.
Finalmente, el artículo 15 de la metodología para el cálculo de capacidad en el
horizonte diario e intradiario, establece que los TSOs de la región SWE implementarán el
cálculo de capacidad intradiario no más tarde de 18 meses después de implementar el
cálculo en diario (dado que el cálculo diario se ha implementado en enero de 2020, la
fecha de implementación del cálculo intradiario sería el tercer trimestre de 2021). Por
ello, se considera oportuno incluir el horizonte de publicación intradiario en la propuesta
de P.O., a efectos de su consideración una vez que resulte de aplicación (modificación
que ha sido recogida en el P.O. 4.0 incluido en el anexo a esta resolución). Asimismo, el
operador del sistema deberá publicar la fecha en la que se comenzará a realizar este
cálculo, en coordinación con los operadores de los sistemas vecinos, con al menos un
mes de antelación.
Vistos los citados antecedentes de hecho y fundamentos de derecho, la Sala de
Supervisión Regulatoria de la CNMC, de acuerdo con la función establecida en el
artículo 7.1.b de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los
Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la
Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento
del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema, resuelve:
Primero.
Aprobar el procedimiento de operación 4.0 «Sobre gestión de las interconexiones
internacionales» recogido en el anexo de esta resolución.
Segundo.
El apartado 5.c) del procedimiento de operación 4.0 aprobado mediante Resolución
de 8 de mayo de 2014, de la Secretaría de Estado de Energía, que contempla la
previsión de la capacidad de la interconexión con horizonte semanal, seguirá siendo de
aplicación transitoriamente mientras resulte necesario mantenerla para garantizar la
fiabilidad de la aplicación de la nueva metodología. A estos efectos, la fecha de
desaparición de estas previsiones semanales será publicada, en coordinación con los
operadores de los sistemas vecinos, por el operador del sistema en su página web con al
menos un mes de antelación, siendo el plazo máximo para esta comunicación de un año
desde la fecha de publicación de esta resolución.
Tercero.
La fecha en la que se comenzará a calcular la previsión de capacidad de intercambio
de largo plazo (anual y mensual), de acuerdo con las metodologías regionales derivadas
Sistema en su página web, en coordinación con los operadores de los sistemas vecinos,
con al menos un mes de antelación, siendo el plazo máximo para esta comunicación el
segundo trimestre de 2022, según lo previsto en el citado reglamento. Asimismo, la fecha
en la que se comenzará a calcular la previsión de capacidad de intercambio intradiaria
será publicada por el Operador del Sistema en su página web, en coordinación con los
operadores de los sistemas vecinos, con al menos un mes de antelación, debiendo
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realizarse esta comunicación en el tercer trimestre de 2021, según lo previsto en el
citado reglamento, de acuerdo con la metodología de cálculo de capacidad
transfronteriza para los horizontes diario e intradiario.
Cuarto.
La presente resolución surtirá efectos al día siguiente de su publicación en el
«Boletín Oficial del Estado».
La presente resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado», en
cumplimiento de los establecido en el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de
junio, de creación de la CNMC.
Madrid, 24 de septiembre de 2020.–El Secretario del Consejo de la Comisión
Nacional de los Mercados y la Competencia, Joaquim Hortalà i Vallvé.
ANEXO
Procedimiento de Operación 4.0. Gestión de las interconexiones internacionales
1. Objeto
El objeto de este procedimiento es establecer la forma de gestionar las
interconexiones internacionales del sistema eléctrico peninsular español con Francia,
Portugal, Marruecos y Andorra, en los aspectos relativos al cálculo de la capacidad de
intercambio, la medida de la energía intercambiada, la determinación y compensación de
los desvíos entre sistemas, la programación de los intercambios de apoyo, los
intercambios a través de líneas de interconexión internacional utilizadas para el
suministro a mercados locales y la ejecución de los programas de intercambio.
2. Ámbito de aplicación
Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:
Operador del Sistema (OS).
Participantes en el Mercado (PM).
3. Definiciones
3.1 Sistema eléctrico: Conjunto de instalaciones de generación, transporte y
distribución de energía eléctrica de un país o de una región que comprenda a varios
países eléctricamente interconectados.
3.2 Interconexión internacional: Conjunto de líneas que unen subestaciones de un
sistema eléctrico con subestaciones de otro sistema eléctrico interconectado
correspondiente a un país vecino, y que ejercen una función efectiva de intercambio de
energía entre sistemas eléctricos.
3.3 Programa de intercambio: Energía programada en valores de MWh con un
máximo de una cifra decimal que es intercambiada por dos sistemas eléctricos
interconectados en cada período de programación y acordada por los operadores de los
sistemas eléctricos respectivos.
3.4 Capacidad de intercambio: Se define capacidad de intercambio o capacidad
neta de intercambio como el máximo valor admisible del programa de intercambio de
energía que puede establecerse en un determinado sentido de flujo de potencia activa
entre dos sistemas eléctricos interconectados, compatible con el cumplimiento de los
criterios de seguridad establecidos en los respectivos sistemas eléctricos y teniendo en
consideración las posibles incertidumbres técnicas sobre las condiciones futuras de
funcionamiento de los correspondientes sistemas eléctricos.
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3.5 Desvíos en los programas de intercambios internacionales: Diferencia entre la
magnitud del programa de intercambio de energía y la energía realmente circulada,
medida por contadores, en un período determinado.
3.6 Intercambio de apoyo entre sistemas: Programa de intercambio de energía
eléctrica que se establece a través de la interconexión entre dos sistemas eléctricos, con
el objeto de garantizar las condiciones de seguridad del suministro en cualquiera de los
dos sistemas interconectados, para resolver una situación especial de riesgo en la
operación de dicho sistema, previo acuerdo de los operadores de los sistemas eléctricos
respectivos y en ausencia de otros medios de resolución disponibles en el sistema que
precise el apoyo.
4. Procedimiento de cálculo de la capacidad de intercambio
4.1 Criterios de aplicación: En el sistema eléctrico español son de aplicación las
contingencias de estudio y los criterios de seguridad recogidos en el procedimiento de
operación por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la
operación del sistema eléctrico español. Adicionalmente, se tendrán en cuenta las
siguientes consideraciones:
a) Se estudiarán las contingencias en los sistemas eléctricos vecinos recogidas en
los acuerdos suscritos con los operadores de los correspondientes sistemas eléctricos.
b) Con carácter general, no se admitirán sobrecargas transitorias en las líneas de
interconexión respecto a su capacidad de transporte.
c) Excepcionalmente podrá admitirse la actuación de protecciones o automatismos
sobre líneas de interconexión siempre bajo la condición de que, tras dicha actuación, el
sistema eléctrico peninsular permanezca conectado con el resto del sistema europeo
mediante al menos dos líneas de la red de transporte siendo por lo menos una de ellas
de 400 kV.
d) Se considerarán además los siguientes criterios particulares:
Interconexión España-Francia: Se podrán admitir sobrecargas transitorias de hasta
un 30% ante la pérdida de un grupo generador en el sistema eléctrico peninsular,
durante el período de tiempo previo al comienzo de la actuación de la regulación
secundaria.
Interconexión España-Portugal: Se podrán admitir las sobrecargas transitorias
contempladas en el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de
funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico español, previa
conformidad del operador del sistema eléctrico portugués.
Interconexión España-Marruecos: Se podrán admitir las sobrecargas transitorias
contempladas en el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de
funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico español, previa
conformidad del operador del sistema eléctrico marroquí.
Interconexión España-Andorra: No se admitirán sobrecargas transitorias en las líneas
de interconexión respecto a su capacidad de transporte, salvo acuerdo explícito con el
operador del sistema eléctrico andorrano.
e) En caso de detectarse problemas de estabilidad ante contingencias para el valor
máximo de intercambio resultante de la aplicación de los criterios anteriores, se
establecerán limitaciones adicionales de la capacidad de intercambio por este motivo.
4.2 Cálculo del valor teórico máximo de capacidad de intercambio: Para la
interconexión España-Francia y España-Portugal se calculará de acuerdo con la
metodología regional correspondiente derivada de la aplicación del Artículo 21 del
Reglamento (UE) 2015/1222 o del Artículo 10 del Reglamento (UE) 2016/1719,
dependiendo del horizonte de previsión.
En ausencia de metodología regional y para las interconexiones España-Marruecos y
España-Andorra, para un escenario dado y partiendo del valor de intercambio original en
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dicha interconexión, se calculará la capacidad de intercambio para un determinado
sentido de flujo de potencia activa simulando incrementos discretos del programa de
intercambio hasta alcanzar el mínimo valor con el que se incumplan los criterios de
seguridad definidos en el apartado 4.1. Para el incremento del programa de intercambio,
se considerarán fijos tanto la demanda de todos los sistemas interconectados como los
valores de intercambio con los sistemas sobre los cuales no se esté efectuando el
cálculo. Los intercambios con dichos sistemas se fijarán en un valor tal que, cumpliendo
los criterios de seguridad, resulten lo más restrictivos posibles en caso de existir
interacción con la capacidad de intercambio a evaluar.
En el escenario de estudio, la generación del sistema eléctrico español y del sistema
vecino cuya interconexión es objeto de cálculo se modificará convenientemente para
producir las variaciones discretas en el programa de intercambio. La metodología que se
seguirá para modificar la generación será, para la interconexión España-Francia y
España-Portugal, la establecida en la metodología regional correspondiente derivada de
Reglamento (UE) 2016/1719, dependiendo del horizonte de previsión. En ausencia de
metodología regional y para las interconexiones España-Marruecos y España-Andorra, la
metodología será la establecida en el acuerdo suscrito con el operador del
correspondiente sistema eléctrico externo. En caso de no existir dicho acuerdo, se
utilizará el escenario de generación más probable a la vista de la información disponible
en el sistema español y se escalará la generación del sistema externo proporcionalmente
a la generación del escenario inicial.
El valor inmediatamente inferior a aquel para el que se detecte el primer
incumplimiento de los criterios definidos en el apartado 4.1 de este procedimiento se
denominará valor teórico máximo de capacidad de intercambio en la interconexión y
sentido de flujo evaluados.
4.3 Margen de seguridad: Los valores de capacidad de intercambio calculados
resultan de aplicar un margen de seguridad al valor teórico máximo de capacidad de
intercambio. Para la interconexión España-Francia y España-Portugal, este margen de
seguridad se calculará siguiendo la metodología recogida en la metodología regional
correspondiente derivada de la aplicación del Artículo 21 del Reglamento (UE) 2015/1222
o del Artículo 10 del Reglamento (UE) 2016/1719, dependiendo del horizonte de previsión.
En ausencia de metodología regional y para la interconexión España-Marruecos y
España-Andorra, el margen de seguridad se calculará según los criterios recogidos en los
acuerdos suscritos con los operadores de los respectivos sistemas eléctricos externos. De
no existir tales acuerdos, el Operador del Sistema español lo fijará considerando el
resultado del estudio estadístico de los desvíos de regulación observados en la
interconexión correspondiente y en función también del plazo de previsión.
4.4 Establecimiento de la capacidad de intercambio: La capacidad de intercambio
para una determinada interconexión y sentido de flujo de potencia activa se obtendrá de
la diferencia entre el valor teórico máximo de capacidad de intercambio y el margen de
seguridad.
El Operador del Sistema español comprobará que los valores de capacidad de
intercambio obtenidos para cada interconexión y sentido de flujo de potencia activa
garantizan una correcta cobertura de la demanda prevista, un margen de reserva de
potencia y energía suficiente y la máxima integración de producción de origen renovable
en el sistema peninsular español.
En los casos en los que no exista un cálculo común, a fin de garantizar el
cumplimiento de los criterios de seguridad de aplicación tanto en el sistema español
como en el sistema eléctrico externo, el valor de capacidad de intercambio en una
determinada interconexión y sentido de flujo de potencia activa se establecerá como el
mínimo entre el valor calculado por el Operador del Sistema español y el comunicado por
el operador del correspondiente sistema eléctrico vecino.
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5. Previsiones de capacidad de intercambio
Para el cálculo de los valores previstos de capacidad de intercambio en cada
horizonte temporal, se utilizará la mejor información disponible en cuanto a puesta en
servicio de nuevas instalaciones, previsión de demanda, previsión de producción
renovable no gestionable, indisponibilidades de red e indisponibilidades de generación
en el sistema peninsular español.
Las metodologías regionales derivadas del Artículo 21 del Reglamento
los acuerdos suscritos con los respectivos operadores de los sistemas eléctricos
externos, podrán especificar las previsiones que deberán ser realizadas, así como la
información que intercambiarán los operadores de ambos sistemas y los plazos para
dichos intercambios de información y para el establecimiento de los valores previstos de
capacidad. Se efectuarán, como mínimo, las siguientes previsiones que se publicarán en
las fechas u horas indicadas:
a) Horizonte anual: No más tarde del décimo día previo a la fecha de ejecución de
las subastas anuales de capacidad de intercambio correspondientes al año inmediato
siguiente, de acuerdo con las fechas establecidas en el calendario publicado en la web de
la Plataforma Única de Asignación según las Reglas Armonizadas de Asignación de
Derechos de Largo Plazo (HAR) vigentes, de acuerdo con el Artículo 51 del Reglamento
(UE) 2016/1719, pero nunca después del 1 de diciembre, se publicarán en la web pública
del Operador del Sistema español los valores de capacidad de intercambio previstos para
el año natural inmediato siguiente, con resolución horaria, agregado por frontera y
diferenciando cada sentido de flujo de potencia activa. Estos valores de previsión anual se
actualizarán mensualmente teniendo en cuenta la información relativa a indisponibilidades
de elementos de la red de transporte y generadores con influencia en la interconexión.
Si no existen acuerdos con los operadores de los respectivos sistemas eléctricos
externos que especifiquen la información que se deberá utilizar para la evaluación de la
previsión de capacidad de intercambio, se analizarán los escenarios de máxima
demanda de invierno y verano en el sistema peninsular español utilizando el escenario
de generación más probable a la vista de la información disponible.
b) Horizonte mensual: No más tarde de las 13:00 horas del tercer (3.er) día
laborable previo a la fecha de ejecución de las subastas mensuales de capacidad de
intercambio correspondientes al mes inmediato siguiente, de acuerdo con las fechas
establecidas en el calendario publicado en la web de la Plataforma Única de Asignación
según las Reglas Armonizadas de Asignación de Derechos de Largo Plazo (HAR)
en la web pública del Operador del Sistema español los valores de la capacidad de
intercambio previstos para el mes siguiente, con resolución horaria, agregado por
frontera y sentido de flujo de potencia activa, teniendo en cuenta la planificación de
indisponibilidades de elementos de la red de transporte y generadores con influencia en
la interconexión, acordada entre los operadores de los respectivos sistemas eléctricos.
Si no existen acuerdos con los operadores de los sistemas eléctricos externos que
especifiquen el plazo y la información a utilizar en la evaluación de la previsión de
capacidad de intercambio, se utilizará como fecha límite la establecida en el párrafo
anterior (la más tardía si hubiera más de una) y se estudiarán escenarios con la máxima
y la mínima demanda prevista para el mes de estudio. El escenario de generación se
basará en el programa real correspondiente a un día laborable de la semana en la que
se efectúa el estudio.
c) Horizonte diario: Antes de la hora límite correspondiente al Plazo de Firmeza
Diario de cada día, de acuerdo con el Artículo 69 del Reglamento (UE) 2015/1222, se
publicarán en la web pública del Operador del Sistema español los valores de capacidad
de intercambio previstos para cada período de programación del día siguiente, agregado
por frontera y para cada sentido de flujo de potencia activa.
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Si no existen acuerdos con los operadores de los sistemas eléctricos externos que
especifiquen el plazo y la información que se deberá utilizar en la evaluación de la
previsión de capacidad de intercambio, se utilizará como hora límite la establecida en el
párrafo anterior, se considerarán las indisponibilidades programadas y previstas de
generación y red, y se analizarán escenarios correspondientes a periodos de llano/punta
y valle de demanda. El escenario de generación se basará en el programa real
correspondiente a un día laborable de la semana en la que se efectúa el estudio.
La publicación de valores previstos de capacidad de intercambio está condicionada a
la recepción de los valores determinados por el operador del sistema eléctrico vecino y/o
centro de coordinación regional. No obstante, en el caso de recibir esta información fuera
del plazo de publicación correspondiente, anteriormente especificado, el Operador del
Sistema español publicará en todo caso su previsión de capacidad de intercambio
respetando el correspondiente plazo.
d) Horizonte intradiario: Se publicarán en la web pública del Operador del Sistema
español los valores de capacidad de intercambio previstos para cada período de
programación del día siguiente, agregado por frontera y para cada sentido de flujo de
potencia activa conforme a lo establecido en el artículo 58.1 del Reglamento (UE)
2015/1222. Estos valores podrán ser actualizados posteriormente en virtud de lo previsto
en el artículo 58.2 del mismo reglamento.
6. Medida de la energía intercambiada
Los operadores de los sistemas eléctricos que comparten cada interconexión
internacional deberán establecer acuerdos en los que deberá indicarse el número, tipo y
ubicación de los contadores registradores, con los que se efectuará la medida de la
energía intercambiada en la interconexión, y la periodicidad de las lecturas, y, en su
caso, la forma de compensar los desvíos entre sistemas y de determinar, también en su
caso, las pérdidas en las líneas de interconexión.
El Operador del Sistema español realizará las lecturas de los contadores
registradores según lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida del
sistema eléctrico aprobado mediante Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, y sus
Instrucciones Técnicas Complementarias, y sus posibles modificaciones posteriores.
En la medida de la energía intercambiada participarán los contadores de todas las
líneas de interconexión, incluidos los de aquellas líneas de menor tensión que no ejercen
una función de intercambio entre sistemas, sino de apoyo y posible suministro a
mercados locales.
7. Determinación y compensación de los desvíos
El Operador del Sistema español establecerá acuerdos con los operadores de los
sistemas eléctricos interconectados para establecer los procesos de cálculo y
compensación de los desvíos entre sistemas eléctricos.
Los procesos de cálculo y compensación de desvíos entre sistemas se realizarán de
acuerdo con las normas comunes de liquidación vigentes y de aplicación a los intercambios
de energía intencionados, derivados del proceso de contención de frecuencia y rampas de
variación de potencia, y a los intercambios de energía no intencionados, desarrolladas
respectivamente, en aplicación de los artículos 50.3 y 51.1 del Reglamento (UE) 2017/2195,
por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico.
La liquidación de los desvíos entre sistemas eléctricos se realizará conforme a lo
establecido en los procedimientos de operación vigentes.
8. Custodia de la información
El Operador del Sistema español deberá custodiar los registros correspondientes a
las medidas, programas y desvíos descritos durante seis años.
BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 260 Jueves 1 de octubre de 2020 Sec. I. Pág. 82632
cve: BOE-A-2020-11490
Verificable en https://www.boe.es
9. Programación de los intercambios de apoyo
9.1 Intercambio de apoyo demandado por el sistema español: El Operador del
Sistema español, una vez constate su necesidad, y habiendo verificado que no dispone
de otros medios de resolución disponibles al efecto, establecerá el intercambio de apoyo
con el operador del sistema exterior que corresponda, para garantizar las condiciones de
calidad y seguridad del suministro exigibles en el sistema español, limitando la aplicación
de este intercambio al horizonte temporal en el que la seguridad del sistema eléctrico
español así lo exija.
9.2 Apoyo demandado por un sistema exterior: Ante una solicitud de apoyo desde
un sistema eléctrico exterior al sistema eléctrico español, el Operador del Sistema
español comprobará en primer lugar, dentro de sus posibilidades, que el sistema
demandante del apoyo no dispone de otros posibles medios alternativos al intercambio
de apoyo de energía.
A continuación, siempre que la seguridad del sistema eléctrico español lo permita, el
Operador del Sistema español procederá al establecimiento del programa de
intercambio, correspondiente a esta acción de apoyo entre sistemas eléctricos,
manteniéndose su programación durante el horizonte de tiempo mínimo imprescindible y
como máximo hasta el inicio del horizonte de aplicación de la siguiente sesión del
mercado intradiario (MI). De esta forma, se procederá a la reducción o a la anulación del
programa de intercambio de apoyo en el momento en el que se haya aliviado, o
desaparecido, la situación especial de riesgo en la operación del sistema que ha
solicitado el apoyo, o bien tan pronto como éste ya disponga de medios alternativos al
intercambio de apoyo entre sistemas para afrontar la situación especial de riesgo.
9.3 Compensación de las energías de apoyo: La energía facilitada por un sistema
como apoyo a otro será liquidada, preferentemente, mediante una compensación
económica que deberá tener en cuenta el coste de la energía facilitada por el sistema
que presta el apoyo, y también, en su caso, el coste de la programación de aquella
generación adicional que pudiera ser requerida en ese sistema para estar en condiciones
de prestar dicho apoyo. Los criterios de fijación de precio de estas energías de apoyo
estarán recogidos en los acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los
sistemas eléctricos respectivos.
Solo en casos muy particulares, y bajo acuerdo de los dos TSOs que comparten la
interconexión, se aplicará un sistema de devolución de energía bajo la consideración de
coeficientes de devolución y horarios también acordados.
10. Intercambios a través de líneas de interconexión internacional utilizadas
para suministro a mercados locales
Los intercambios de energía a través de las líneas de interconexión internacional
utilizadas para el suministro a mercados locales no serán tenidos en consideración para
el cálculo de la capacidad de intercambio y participarán únicamente en el proceso de
cálculo y compensación de los desvíos entre sistemas, cuando así lo contemplen los
acuerdos de cálculo y compensación de desvíos entre sistemas establecidos por los
operadores de los respectivos sistemas eléctricos, de acuerdo con la normativa de
aplicación vigente.
En estos casos, la relación de líneas de interconexión internacional utilizadas en
cada interconexión para el suministro a mercados locales deberá estar incluida en el
acuerdo conjunto de cálculo y compensación de desvíos entre sistemas establecidos
entre los operadores de los correspondientes sistemas eléctricos.
11. Ejecución de los programas
El cumplimiento de los programas de intercambios internacionales deberá estar
garantizado por los operadores de los respectivos sistemas interconectados.
BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 260 Jueves 1 de octubre de 2020 Sec. I. Pág. 82633
cve: BOE-A-2020-11490
Verificable en https://www.boe.es
Las condiciones de firmeza de los programas de intercambios internacionales serán
las establecidas en la normativa vigente de aplicación a estos efectos.
12. Acuerdos suscritos por los operadores de los sistemas eléctricos
Los acuerdos suscritos por los operadores de los sistemas eléctricos, a los que se
hace referencia en el presente procedimiento, deberán ser presentados por el Operador
del Sistema eléctrico español a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia,
para su consideración y aprobación, si procede, cuando así lo establezca la normativa de
aplicación vigente.
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Núm. 260 Jueves 1 de octubre de 2020 Sec. I. Pág. 82634
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https://www.boe.es BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO D. L.: M-1/1958 - ISSN: 0212-033X
