Resolución DCOOR/DE/006/22 de Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, 23-02-2023
| Número de expediente | DCOOR/DE/006/22 |
| Fecha | 23 Febrero 2023 |
| Actividad Económica | Energía |
I. DISPOSICIONES GENERALES
COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS
Y LA COMPETENCIA
5582 Resolución de 23 de febrero de 2023, de la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia, por la que se aprueban las reglas de
funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica para
su adaptación al régimen económico de energías renovables y evolución del
comité de agentes del mercado.
La Sala de Supervisión Regulatoria, de acuerdo con la función establecida en el
Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019 y desarrollada a
través de 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, y en cumplimiento de lo establecido en el artículo 23 de dicha circular, acuerda
emitir la siguiente resolución.
TABLA DE CONTENIDO
I. Antecedentes de hecho.
II. Fundamentos de Derecho.
Primero. Habilitación competencial.
Segundo. Síntesis de los cambios propuestos por el operador del mercado:
liquidación REER y configuración CAM.
A. Incorporación de liquidaciones REER.
B. Incorporación de nuevas garantías.
C. Modificación del criterio en la cesión de derechos de cobro de las unidades de
producción adscritas al REER.
D. Modificación del comité de agentes del mercado.
E. Otros cambios menores.
Tercero. Cambios adicionales propuestos por el operador del mercado: reactivación
ofertas del continuo, y reparto de intereses .
A. Reactivación ofertas del continuo.
B. Reparto de intereses.
Cuarto. Requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas.
Quinto. Consideraciones sobre las modificaciones propuestas y los comentarios
recibidos en el trámite de audiencia.
A. Sobre el mecanismo propuesto para las liquidaciones REER y las nuevas
garantías implementadas.
B. Sobre la evolución del comité de agentes.
C. Sobre la reactivación de ofertas del continuo.
D. Sobre el reparto de intereses.
E. Sobre el requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas.
F. Otros.
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III. Resuelve.
Anexo: reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.
I. Antecedentes de hecho
Primero.
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
para establecer, mediante circular, las metodologías relativas al acceso a las
infraestructuras transfronterizas, incluidos los procedimientos para asignar capacidad y
gestionar la congestión en los sectores de electricidad y gas. Asimismo, atribuye a este
organismo la potestad de determinar las reglas de los mercados organizados en su
componente normativa en aquellos aspectos cuya aprobación corresponda a la autoridad
reguladora nacional de conformidad con las normas del derecho europeo.
En fecha 2 de diciembre de 2019, se publicó en el «Boletín Oficial del Estado» 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.
elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación del mercado.
Asimismo, en el punto 5 del artículo 10, establece que el operador del mercado, en
coordinación con el resto de operadores del mercado, tendrá en cuenta, a la hora de
realizar la casación del mercado, lo previsto en el Plan de funciones conjuntas de los
operadores de acoplamiento de mercado, en el algoritmo de acoplamiento de mercados,
en el procedimiento de contingencia, en la definición de productos negociables y en los
límites de precios del mercado, según lo indicado en los artículos 7, 36, 37, 40, y 41 del
Segundo.
El Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, regula un nuevo régimen económico
para instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía
renovables (REER) a través de un mecanismo de subasta, que les garantiza una señal
de precio estable, de tal forma que perciben un precio («precio a percibir»), calculado a
partir del precio de adjudicación resultado de la subasta, pudiendo ser este corregido a
través del porcentaje de ajuste de mercado. Los detalles del mecanismo de cada
subasta quedan recogidos a nivel de orden ministerial, en la que se establecen la
energía mínima y máxima de subasta y plazo máximo de entrega, cuya cuantificación se
realizará mediante la orden por la que se regule el mecanismo de subasta. Las subastas
serán convocadas mediante resolución de la persona titular de la Secretaría de Estado
de Energía.
El mencionado real decreto establece que la energía negociada en los mercados
diario e intradiario por las instalaciones adjudicatarias de las subastas REER debe ser
objeto de liquidación por parte del operador del mercado por la diferencia entre el precio
a percibir y el obtenido en dichos mercados. Asimismo, la energía negociada en servicios
de ajuste y de balance debe ser también objeto de liquidación por la diferencia entre el
precio a percibir y el precio del mercado diario. Cabe mencionar que dichas instalaciones
no podrán declarar contratos bilaterales físicos.
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Establece además que el excedente o déficit económico sea distribuido por el
operador del mercado entre las unidades de adquisición nacionales en proporción a la
energía diaria programada en su programa horario final después del mercado continuo.
Requiere finalmente que las reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario
de producción incorporen el mecanismo de liquidación de la energía de subasta, así
como las garantías a aportar por los titulares de las unidades de adquisición para cubrir
las posibles obligaciones de pago resultantes.
La Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, regula el primer mecanismo de
subasta, para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se
establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025.
La Resolución de 10 de diciembre de 2020, de la Secretaría de Estado de Energía,
convocó la primera subasta de 3.000 MW efectuada el 26 de enero de 2021, para el
otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto
en la orden TED/1161/2020.
La Resolución de 8 de septiembre de 2021, de la Secretaría de Estado de Energía,
convocó la segunda subasta de 3.300 MW efectuada el 19 de octubre de 2021, para el
otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto
en la orden TED/1161/2020.
La fecha de inicio del plazo máximo de entrega de las primeras instalaciones
comienza el 31/1/2023. Cabe sin embargo la posibilidad de adelantar la entrada en vigor
del mecanismo, ya que en la disposición final 4.2 del Real Decreto 376/2022, de 17 de
mayo de 2022, se introdujo un nuevo artículo 18.bis en el RD960/2020 referente a la
adhesión a la retribución del régimen económico de energías renovables con carácter
previo al inicio del plazo máximo de entrega. Bajo este artículo los titulares de
instalaciones podrían solicitar la adhesión al régimen con anterioridad al inicio del plazo
máximo de entrega, condicionado a que se encuentre aprobada la normativa necesaria
para la correcta aplicación del régimen.
Tercero.
El operador de mercado del MIBEL (OMIE) llevó a cabo entre el 5 de mayo y el 5 de
junio de 2022, una consulta pública sobre la propuesta de adaptación de las reglas de
funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica al régimen
económico de energías renovables y evolución del comité de agentes del mercado, a los
operadores del sistema y a todos los agentes de mercado.
Con fecha 8 de julio de 2022, OMIE publicó en la página web del operador del
mercado y envió a las entidades reguladoras MIBEL los comentarios recibidos en la
consulta pública sobre la propuesta de Reglas, así como la propuesta de Reglas
publicada el 5 de mayo de 2022 y la propuesta de Reglas a la vista de los comentarios
recibidos.
Esta propuesta revisada tuvo entrada en el registro de la CNMC ese mismo día 8 de
julio de 2022. Dado su carácter temporal, la propuesta del operador del mercado no
incorpora la modificación del texto de las reglas establecido por el Real decreto-
ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un
mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la
electricidad en el mercado mayorista.
Cuarto.
Posteriormente, con fecha 27 de septiembre de 2022 tuvo entrada en la CNMC una
propuesta del operador del mercado de cambio adicional en las Reglas del Mercado,
relacionada con el tratamiento de las ofertas del mercado intradiario continuo.
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Quinto.
Adicionalmente, con fecha 7 de noviembre de 2022, el operador del mercado remitió
a la CNMC una segunda propuesta de cambio adicional en las Reglas del Mercado, con
objeto de permitir el reparto entre los agentes del mercado de los intereses devengados
en las cuentas designadas por el operador del mercado.
Sexto.
Con fecha 18 de noviembre de 2022, 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 aprueban las reglas
de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica
para su adaptación al régimen económico de energías renovables y evolución del comité
de agentes del mercado». 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 los sujetos
formularan sus alegaciones en el plazo de veinte días hábiles.
Séptimo.
Con fecha 18 de noviembre de 2022, se remitió la propuesta de resolución a la
Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al
respecto.
Octavo.
Con fecha 21 de noviembre de 2022, así como, tras el trámite de audiencia, con
fecha 9 de febrero de 2023, se remitió la propuesta de resolución al Consejo de
Reguladores del MIBEL, para que aportaran sus comentarios al respecto. Dicho Consejo
no ha manifestado oposición a la modificación de las reglas de funcionamiento de los
mercados diario e intradiario.
II. Fundamentos de Derecho
Primero. Habilitación competencial.
Nacional de los Mercados y la Competencia para dictar actos de ejecución y aplicación
de las circulares, que habrán de publicarse en el BOE.
elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea, y
presentar las propuestas necesarias para asegurar el buen funcionamiento del mercado
mayorista de electricidad.
aprobación por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de las
metodologías, condiciones, reglas de funcionamiento de los mercados y procedimientos
de operación y proyectos de demostración.
El objetivo principal de esta propuesta de revisión de Reglas de Funcionamiento de
los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica es adaptar su
contenido al punto 5 del artículo 23 del Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el
que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de
producción de energía eléctrica. Dicho punto 5 establece que las reglas de
funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción desarrollarán el
mecanismo de liquidación de la energía de subasta, así como las garantías a aportar por
los titulares de las unidades de adquisición para cubrir las posibles obligaciones de pago
resultantes.
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Segundo. Síntesis de los cambios propuestos por el operador del mercado: liquidación
REER y configuración CAM.
La propuesta de reglas remitida inicialmente por el operador del mercado recoge los
aspectos necesarios para la liquidación del régimen económico de energías renovables
en aplicación del Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el
régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía
eléctrica, así como la adaptación del Capitulo V «Comité de Agentes del Mercado» para
incorporar una nueva configuración del Comité de Agentes de Mercado a efectos de
dotarlo de una nueva estructura y composición, que extienda su representatividad a
todos los agentes de mercado que deseen formar parte de él.
A. Incorporación de liquidaciones REER.
Al objeto de liquidar la diferencia entre el precio a percibir establecido por el Real
Decreto 960/2020 y el resultante de los mercados diario e intradiario (para el caso de
energía negociada en servicios de ajuste y de balance se utilizará el precio del mercado
diario) se implementa el mecanismo para la liquidación del REER quedando integrado en
las actuales liquidaciones diarias, manteniéndose el actual calendario de liquidación,
facturación, cobros y pagos.
Establece el reparto del excedente o déficit diario de manera horaria entre las
unidades de adquisición nacionales a excepción de las unidades de almacenamiento
(consumo de bombeo, baterías), unidades genéricas, unidades porfolio de generación de
compra, unidades de exportación y unidades de compra de servicios auxiliares de
unidades de producción.
En el caso de un incumplimiento en el pago no cubierto por garantías suficientes, las
garantías disponibles del agente incumplidor se destinarán en primer lugar a cubrir las
obligaciones de pago correspondientes a los mercados diario e intradiarios. El resto de
las garantías disponibles del agente incumplidor, en su caso, se destinarán en primer
lugar a la cobertura de las obligaciones de pago del Régimen Económico de Energías
Renovables y, con posterioridad, a aquellos otros requerimientos de garantías que
normativamente se contemplen. Los incumplimientos en el pago del déficit se
prorratearán entre los titulares de las instalaciones acogidas al REER en proporción a su
saldo acreedor tal como se disponía en la Orden TED/1161/2020
El operador de mercado procederá a suspender la participación en el mercado a
aquellas unidades de oferta de adquisición nacionales que no hayan satisfecho los
requerimientos de garantías REER, y podrá asimismo limitar o suspender a unidades
asociadas a instalaciones adscritas al REER ante eventuales situaciones de insuficiencia
de garantías. En ambos casos, la suspensión se comunicará al operador del sistema,
que procederá a su vez a suspender la actuación de las unidades de programación
correspondientes.
Para facilitar toda la operativa se dispone que las instalaciones acogidas al régimen
económico REER deberán constituirse en unidades de oferta separadas, no pudiendo
asociarse otras instalaciones en esa unidad de oferta, mientras estén adscritas a dicho
régimen.
B. Incorporación de nuevas garantías
Además de los tres tipos de garantía que ya había establecidas:
– Garantía de operación para cubrir el valor de las ofertas deudoras que permita a
los agentes participar en el proceso de casación correspondiente. (la insuficiencia de
esta garantía impedirá su participación)
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– Garantía de crédito que responderá de las obligaciones de pago devengadas que
se calcula una vez se conozca el resultado de la liquidación
– Garantía complementaria, exigible a los agentes en aquellos supuestos en que el
operador del mercado lo considere necesario, bien por existir un riesgo superior a la
cobertura de la garantía de operación, bien por otras circunstancias especiales que
justifiquen objetivamente la exigencia de garantías complementarias.
La propuesta implementa otros dos tipos de garantías que cubran posibles
incumplimientos de obligaciones de pago derivados del mecanismo de liquidación REER:
– Garantía requerida a agentes titulares de unidades de adquisición nacionales para
responder de las obligaciones de pago de la liquidación del posible déficit económico del
régimen económico de energías renovables.
Esta garantía llega a cubrir dos días de negociación: el día D (que no es liberado
hasta el día D+1 tras recibir a energía despachada en los servicios de ajuste remitida a
las 4:00 por el operador de sistema) y el día D+1 para poder hacer ofertas al mercado
con entrega el D+1.
Una vez se liquida y factura el día de negociación cerrado D incorporando la
liquidación REER, las obligaciones de pago derivadas de dichas facturas serán cubiertas
mediante garantías de crédito, debiendo las garantías REER cubrir todavía el día D+1, y
a cubrir posteriormente un nuevo día de negociación en el momento de validación de
nuevas ofertas para el día D+2
El cómputo de esta garantía considerará 1,5 veces la potencia máxima de
adquisición (o su posición horaria máxima en el PHF si la potencia fuera inferior), así
como la probabilidad (coeficiente de minoración) de que el precio horario del MD se sitúe
por debajo del precio medio de adjudicación de las instalaciones adscritas al REER,
suponiendo un volumen de déficit máximo (asignando disponibilidades típicas a toda la
potencia REER y asumiendo un precio de mercado igual al precio de exención de la
subasta, por debajo del cual la energía se excluye del régimen REER) y el volumen de
demanda mínimo esperado.
– Garantía requerida a agentes titulares de unidades de producción nacionales
adscritas al régimen económico de energías renovables para responder de las
obligaciones de pago de la liquidación del mencionado régimen económico. Se habilita
así a OMIE a establecer una garantía a sujetos REER para cubrir posibles situaciones de
riesgo.
C. Modificación del criterio en la cesión de derechos de cobro de las unidades de
producción adscritas al REER.
En el caso particular de los derechos de cobro generados por las unidades adscritas
al régimen económico de energías renovables, éstos no se tendrán en consideración
hasta la liquidación completa del día de entrega que se realizará por el operador del
mercado con posterioridad a la recepción de la información comunicada por el operador
del sistema, considerándose como derechos de cobro provisionales el mínimo entre los
derechos de cobro que resulten de valorar la energía al precio del mercado en el que la
instalación haya negociado y los derechos de cobro que resulten de valorar dicha
energía al precio a percibir por la instalación.
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D. Modificación del comité de agentes del mercado.
Se modifica el actual modelo de funcionamiento y composición del comité de agentes
de mercado(1) para adaptarlo los requerimientos establecidos en la Circular 3/2019, de 20
Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la
electricidad, bajo los cuales, los participantes de mercado deben poder ser informados y
consultados de forma transparente y no discriminatoria sobre las propuestas de cambio
de reglas y metodologías, de forma que sus opiniones puedan ser consideradas.
(1) La estructura del CAM recogido en las reglas de mercado vigentes está regulada de la siguiente
manera:
– Seis representantes de los productores de instalaciones no pertenecientes a fuentes de energía
renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia
y residuos.
– Cuatro representantes de los productores de instalaciones de energía renovables (excepto las que
formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos.
– Un representante de los agentes que actúan como representantes.
– Un representante de los comercializadores no residentes.
– Dos representantes de los comercializadores de referencia.
– Cuatro representantes de los comercializadores.
– Tres representantes de los consumidores.
– Dos representantes del «OMI-POLO ESPAÑOL, S.A. (OMIE)».
– Un representante de cada uno de los Operadores del Sistema, español y portugués, sin derecho a voto
y sin entrar en turno de presidencia.
El Presidente y el Secretario de este órgano serán elegidos por el Comité de agentes del mercado diario
de producción entre sus miembros titulares.
La nueva configuración propuesta permite y facilita informar, consultar y recoger los
puntos de vista de todos los interesados de forma transparente y no discriminatoria,
pudiendo formar parte del comité de agentes:
– Agentes de mercado que soliciten su participación
– Asociaciones que desarrollen funciones relacionadas con las actividades incluidas
en el artículo 6 de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, que representen como mínimo
a 3 agentes de mercado y que soliciten su participación.
– Dos representantes del «OMI-Polo Español, SA (OMIE)».
– Un representante de cada uno de los Operadores del Sistema, español y
portugués, sin derecho a voto.
– Un representante de cada uno de organismos encargados de la regulación de la
energía en el mercado ibérico, sin derecho a voto.
El presidente será responsable de la convocatoria de las reuniones ordinarias y el
contenido del orden del día y de dirigir los debates, y será elegido por sorteo entre las
asociaciones miembros del Comité, y su presidencia será ejercida por seis meses. OMIE
ejercerá la función de secretario que se encargará de extender las actas reflejando los
acuerdos alcanzados.
Se introducen algunas mejoras en la operativa del CAM estableciendo reuniones
telemáticas, así como una regla de mayoría superior al 50 % para validar los acuerdos, y
obligaciones de confidencialidad respecto a las deliberaciones que tengan lugar en sus
reuniones.
Por último, el operador del mercado propone un plazo máximo de seis meses desde
la entrada en vigor de la resolución de aprobación de las Reglas para que el Comité de
Agentes del Mercado adecue su composición, estructura y funcionamiento a lo previsto
en el capítulo V.
E. Otros cambios menores.
Dado que la liquidación REER conlleva un requerimiento de garantías que se
actualiza periódicamente, la propuesta relaja el cargo a los agentes que superen un
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número de movimientos de garantías en efectivo por periodo de tiempo ampliando el
umbral al sexto movimiento en cada mes natural, y al décimo en los últimos dos meses.
Tercero. Cambios adicionales propuestos por el operador del mercado: reactivación
ofertas del continuo, y reparto de intereses.
Los cambios adicionales que se especifican a continuación han sido incorporados en
la propuesta de Reglas que se incluye en el anexo.
A. Reactivación ofertas del continuo.
Con fecha 27 de septiembre de 2022 tuvo entrada en la CNMC una propuesta del
Operador del Mercado de cambio adicional en las Reglas. La propuesta está enfocada al
tratamiento de las ofertas del mercado intradiario continuo para adaptarlas a la situación
actual que se está observando en este mercado, consistente en un considerable
incremento del volumen de ofertas recibidas relacionada con la puesta a disposición de
la capacidad en la frontera Francia-España a las 22:00 h y que, de acuerdo con la
información proporcionada por el Operador del Mercado, estaría poniendo en riesgo la
capacidad de respuesta de sus sistemas.
Según argumenta el operador del mercado en el informe justificativo que acompaña
esta propuesta adicional, tras la entrada en vigor del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de
mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes
de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, se
ha venido observando un aumento sustancial en la diferencia de precios resultante de la
casación del Mercado Diario entre las áreas de precio francesa y española.
Esta diferencia de precios ha venido acompañada de un notable incremento en el
volumen de ofertas recibidas al mercado intradiario continúo, tras la primera subasta
intradiaria a las 15:10, momento en el que se abren a negociación por primera vez los
contratos del mercado intradiario continuo para el día siguiente, y en el que los agentes
del mercado compiten por ser los primeros en insertar sus ofertas al mismo (ya que de
acuerdo con el criterio previsto en la Regla 46.2.7 vigente: «... Las ofertas hibernadas
serán reactivadas por orden de llegada a la Plataforma de Negociación del Operador del
Mercado»).
Este incremento del número de ofertas recibidas a las 15:10, para tener preferencia
en la reactivación tras la subasta a las 22:00 h, e intentar casar contra ofertas del lado
francés mediante envíos masivos, está provocando que otros agentes no puedan realizar
sus operaciones impidiendo el adecuado uso de recursos compartidos por todos los
agentes de mercado (colas de recepción, tratamiento y respuesta de ofertas) que
intentan negociar en el mercado continuo. Se ha observado que muchas de estas ofertas
son además erróneas y han de ser rechazadas en el momento de su validación.
Por ello, el operador del mercado propone cambios en las Reglas de Funcionamiento
de los Mercados diario e intradiario de Energía de Electricidad, que mitiguen esta
situación. En particular, en las reglas 46.2.7 y 46.2.10:
– Se propone establecer un nuevo criterio de reactivación de ofertas al mercado
intradiario continuo tras subasta, pasando del actual mecanismo basado en el tiempo de
llegada de las ofertas, a otro basado en un criterio de reactivación por orden de precio de
las ofertas.
– Se propone descartar la cesta de ofertas completa si alguna de las ofertas
contenidas en la cesta ofertara a algún/os contrato/s que no se encuentre en
negociación(2).
(2) La cesta de ofertas es una funcionalidad que tiene XBID para enviar un número de ofertas juntas.
Actualmente, algunos agentes están enviando una cesta de ofertas antes de la apertura de un contrato para
asegurarse saturar las colas y ser estas ofertas las primeras en procesarse.
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B. Reparto de intereses.
Con fecha 7 de noviembre de 2022, el operador del mercado remitió a la CNMC una
segunda propuesta de cambio adicional en las Reglas del Mercado, con objeto de
permitir el reparto entre los agentes del mercado de los intereses devengados en las
cuentas designadas por el operador del mercado.
El operador del mercado justifica esta propuesta en el marco actual de alza en los
tipos de interés, que en un corto espacio de tiempo han pasado de tipos negativos a
positivos. En este contexto, las entidades financieras están comenzando a remunerar
intereses por los saldos de efectivo en las cuentas bancarias. En previsión de que las
cuentas bancarias designadas por el operador del mercado para la realización de los
abonos y pagos, así como la cuenta bancara para la gestión de garantías, comiencen a
devengar intereses, el operador considera que se hace necesario modificar las Reglas
mencionadas para permitir el reparto de los intereses devengados entre los agentes del
mercado.
El texto propuesto por el operador del mercado está en línea con el que ya estuvo en
vigor a estos efectos en las Reglas del Mercado hasta el 31 de diciembre de 2015
(posteriormente, los intereses pasaron a ser negativos por lo que no se ha producido
devengo de intereses hasta la actualidad). En definitiva, la modificación propuesta en las
reglas 56.7 y 57.6.1 (nueva numeración) habilita a realizar el reparto entre los agentes
del mercado de los intereses devengados en las cuentas designadas por el operador del
mercado para abonos y pagos, así como en la cuenta bancaria designada para
garantías.
Cuarto. Requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas.
de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la
gestión de las congestiones (CACM), prevé la regulación de los productos que pueden
ser ofrecidos por los operadores de mercado en las zonas de precio donde han sido
designados, para el acoplamiento único diario del mercado eléctrico. Ese mismo artículo
establece que los operadores del mercado deben garantizar que el algoritmo de
acoplamiento de los precios pueda aceptar ofertas de bloque simple, así como ofertas
que abarquen varios periodos horarios. Exige además una revisión bienal de la lista de
productos y sus condiciones de aplicación mediante un proceso de consulta efectuado
por el conjunto de operadores de mercado a los participantes de mercado, operadores
de sistema y reguladores nacionales para garantizar que los productos disponibles
reflejen sus necesidades, garantizar la seguridad operacional y cumplir los objetivos del
mencionado reglamento.
Los términos y condiciones que determinan dichos productos fueron aprobados por
todas las autoridades reguladoras en 2018. En un proceso de revisión posterior, la
agencia ACER enmendó dichos términos, mediante Decisión n.º 37/2020, de 22 de
diciembre de 2020. La enmienda aprobada por ACER establece que los productos
complejos como las complex block orders o las ofertas de ingresos mínimos (MIC) sean
considerados como optativos, pudiendo ver su uso restringido en caso de tener que
aplicar medidas correctoras cuando el rendimiento del algoritmo no sea aceptable.
Introduce además una nueva oferta compleja de ingresos mínimos: las Scalable
Complex Orders (SCO) propuesta por los operadores de mercado como una alternativa
a las MIC existentes, con la finalidad de mejorar la ejecución del algoritmo, buscando un
equilibrio entre la flexibilidad y complejidad que necesitan los sujetos y la escalabilidad
del algoritmo para poder proporcionar una solución al proceso de casación. No obstante,
la incorporación de las SCO a la lista de productos no implicó en su momento la
eliminación de las ofertas complejas existentes, manteniéndose ambas como productos
optativos.
La implantación del paquete de energía limpia para todos los europeos conllevará
importantes retos para el mercado mayorista eléctrico en los próximos años. El algoritmo
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Euphemia que ejecuta la casación del mercado diario tendrá que adaptarse a nuevos
requerimientos, de entre los que destacan la implementación del enfoque «flow based»
en zona centro y norte de Europa, la optimización conjunta con productos de reserva de
balance, la extensión del acoplamiento diario a países de la Energy Comunity y, en
especial, la implementación de una programación cuartohoraria, como consecuencia de
la transición del periodo de liquidación del desvío a quince minutos, lo que debe tener
lugar antes del 1 de enero de 2025.
A la vista de las pruebas efectuadas en el segundo trimestre de 2022 por los
operadores del mercado, el Market Coupling Steering Comitee comunicó que el paso a la
programación cuartohoraria solo era posible bajo ciertas condiciones entre las que
aparece la eliminación de las MIC, siendo viable su sustitución por las SCO que tienen
menor impacto sobre el rendimiento del algoritmo.
Según las mencionadas pruebas, de mantener las MIC, el algoritmo podría empeorar
su rendimiento por debajo de los umbrales requeridos y, por tanto, se haría necesario
aplicar medidas correctoras que impidieran su uso, lo que dejaría a los sujetos de
mercado sólo la posibilidad de utilizar ofertas simples horarias.
Ante la misma tesitura, varios reguladores u operadores de mercado ya han
anunciado su intención de adaptar las ofertas utilizadas en su región, entre ellos, Irlanda
e Italia.
Teniendo en cuenta todo lo anteriormente expuesto, se considera oportuno solicitar al
operador del mercado ibérico una evaluación de la conveniencia de modificar la tipología
de ofertas actualmente vigentes en dicho mercado. En particular, la posibilidad de
sustituir las MIC por otro tipo de ofertas complejas, de entre las permitidas por los
términos y condiciones que determinan los productos del mercado diario. Se dispone por
tanto en esta resolución un mandato al operador del mercado en este sentido,
advirtiéndose que este proceso de evaluación deberá comprender una consulta pública a
los sujetos del mercado y, en caso de concluir que es necesaria una adaptación de las
ofertas, una propuesta de modificación de las reglas del mercado y/o una hoja de ruta
con calendario detallado de pasos para su implantación.
Quinto. Consideraciones sobre las modificaciones propuestas y los comentarios
recibidos en el trámite de audiencia.
Se expone a continuación la valoración por esta Comisión de la propuesta del
operador del mercado, así como de los comentarios formulados por los sujetos
interesados en los trámites de audiencia.
Durante el trámite de audiencia de la CNMC se han recibido comentarios de ocho
sujetos, entre empresas y asociaciones. La mayoría de los comentarios recibidos habían
sido ya aportados en el proceso de consulta llevado a cabo por el operador de mercado.
Algunos de los comentarios exceden el ámbito de la consulta, como puede ser el
debate sobre la configuración de unidades de programación del operador del sistema y
su relación con cada unidad de oferta del operador del mercado, las subastas regionales
intradiarias o los horarios de apertura de la negociación continua con Francia. Estas
cuestiones serán abordadas en el momento en que corresponda: adaptación de los
procedimientos de operación del sistema a las condiciones de servicios de no frecuencia
e hibridación de tecnologías, implementación de las subastas intradiarias paneuropeas,
etc. Las reglas del mercado podrán adaptarse en el contexto de dichos procesos y/o con
posterioridad, tras el correspondiente trámite de audiencia.
A. Sobre el mecanismo propuesto para las liquidaciones REER y las nuevas
garantías implementadas.
En líneas generales, se considera que la propuesta del operador del mercado da
cumplimiento a la obligación de implementar un mecanismo de liquidación de la energía
negociada por las instalaciones REER de acuerdo con el Real Decreto 960/2020 y que
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consigue una integración del mecanismo en las actuales liquidaciones diarias
manteniendo el actual calendario de liquidación, facturación, cobros y pagos.
No obstante, los sujetos han formulado múltiples comentarios en relación con el
diseño y cómputo de las nuevas garantías REER. En términos generales, los sujetos
cuestionan que resulte óptimo el carácter maximalista del cálculo de las nuevas
garantías a depositar por parte de las unidades de adquisición, y sugieren que se
consideren algunas alternativas menos gravosas, como utilizar la posición horaria
máxima en el PHF (Programa Horario Final) en vez de la potencia máxima de consumo.
A este respecto, cabe señalar que las garantías se han visto considerablemente
incrementadas en el último año como consecuencia del elevado precio del mercado,
motivado por la crisis energética post-covid y la guerra de Ucrania. Al mismo tiempo, el
incremento de los tipos de interés ha agudizado este incrementado del coste de las
garantías e incluso ha dificultado el acceso a avales u otro tipo de garantías para los
sujetos con menor capacidad financiera, por lo que es comprensible la preocupación
mostrada por los sujetos ante un nuevo incremento de garantías.
Sin embargo, debe tenerse en consideración que no se prevé que las nuevas
garantías que se están regulando tengan un impacto considerable de forma inmediata ni
coincidente con el actual episodio de precios elevados. En primer lugar, su finalidad es
cubrir obligaciones de pago para financiar el régimen de las REER. El volumen de
generación acogida al régimen REER, y con él el volumen económico a garantizar, será
muy pequeño en inicio; irá incrementándose progresivamente en los próximos años, a
medida que se vayan incorporando en mercado las instalaciones adjudicatarias de las
subastas REER. En segundo lugar, las garantías que se exigen a los compradores son
para cubrir obligaciones de pago cuando el precio del mercado diario sea inferior al
precio REER, lo que parece poco probable que suceda de forma sistemática en el corto
plazo, mientras perdure la crisis energética.
Teniendo esto en cuenta, y volviendo a los comentarios recibidos durante el trámite
de audiencia sobre la cuestión de utilizar la posición horaria máxima en el PHF en vez de
la potencia máxima de consumo, se concluye que la utilización de la posición máxima en
el PHF no resulta oportuna. La elección de criterio de potencia máxima se basa en que
cubre de mejor manera los posibles incrementos de consumo sobre históricos. Si se
aplicara un modelo basado en históricos, como el máximo PHF, no se garantizaría la
cobertura de incrementos de compra por adquisición de nuevos clientes y resultaría
obligatorio incorporar un valor de tolerancia para cubrir riesgos remanentes, lo que
resultaría en un mecanismo más complicado y acercaría el resultado al modelo del
potencial de adquisición. En todo caso, los sujetos pueden ajustar su potencia máxima
de compra, y con ella el volumen de las garantías, ya que se trata de un valor declarado
por ellos al operador del mercado que en ocasiones se encuentra muy alejado de la
necesidad real de compra del sujeto.
A este respecto y de forma más particular algún agente pone como ejemplo el caso
de aquellas unidades que transfieren energía entre mercado y contratos bilaterales, con
objeto de tener una posición final nula. Cabe destacar que es una acción permitida en el
mercado actual, pero en cualquier caso no es obligatoria, además, no corresponde al
operador de mercado presuponer siempre que una compra en mercado acabe
totalmente cerrada en negociación bilateral, y por tanto dicha compra debe someterse a
los mismos cálculos de garantías que el resto de las unidades.
Otra alternativa planteada para disminuir el nivel de garantías exigidas, es utilizar
unos valores más reducidos de los coeficientes de minoración para el cálculo del importe
de las garantías. A este respecto, se considera que los valores propuestos por el
operador del mercado se pueden considerar adecuados para el inicio de la liquidación
REER, aportando un buen nivel de cobertura de riesgo ante variaciones bruscas e
imprevistas en los precios, y en cualquier caso las reglas contemplan que el operador del
mercado puede modificar los parámetros por instrucción en función de la cobertura de
garantías observada, una vez la liquidación REER esté operativa.
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Se plantea por otro lado la posibilidad de utilizar estimaciones alternativas (como por
ejemplo previsiones del Operador del Sistema) para calcular el coeficiente de reparto del
potencial déficit de garantías más cercano a los valores esperados en lugar de su valor
potencial máximo calculado a partir de potencia máxima de compra que incorporan las
reglas como referencia. Sin embargo, la cobertura del riesgo debe cubrir no solo el valor
esperado sino posibles variaciones sobre este, por lo que se considera adecuada la
propuesta del operador del mercado en el momento actual.
Adicionalmente al cálculo, algunos agentes insisten en la conveniencia de flexibilizar
la gestión de garantías. Así, un agente pide que se modifique el modelo de certificado de
seguro de caución, de modo que, entre otras cosas, no se ejecute la garantía al quinto
día hábil previo a su final de vigencia. Alega el sujeto que esta condición dificulta la
posibilidad de conseguir proveedores de seguros de caución. El modelo de certificado se
recoge en un documento ajeno a las reglas del mercado que aprueba esta resolución,
por lo que quedaría fuera de ámbito, corresponde al operador del mercado ajustar los
parámetros si lo estima adecuado. Además, no se considera inoportuna su ejecución, en
tanto que la garantía esté dando cobertura a posiciones de compra.
Otro agente pide que se permita constituir garantías en avales o seguros de caución
con validez de treinta días (inferior a los cinco meses actuales), y que se amplíen los
horarios de recepción de garantías. A este respecto cabe aclarar que este tipo de
garantías documentales se conciben como herramientas de largo plazo, los sujetos
pueden optar por otros tipos de garantía en más corto plazo, como el depósito en
efectivo, o de tipo electrónico y tratamiento automático, que tienen menor coste
administrativo y permiten la flexibilización de los horarios.
En una línea parecida, de nuevo enfocado en poder reducir el nivel de garantías
exigidas, un agente solicita que se permita realizar dos pagos semanales de efectivo
anticipados, incluso sin comunicación previa detallada al operador del mercado. A este
respecto, se considera que un pago anticipado semanal resulta suficiente para reducir
las garantías a los agentes que dispongan de excedente de tesorería. Desde que se
introdujo esta posibilidad en las reglas en 2022 está siendo ampliamente utilizada por los
sujetos, lo que demuestra su conveniencia, no obstante, el operador del mercado alega
que dar mayor flexibilidad provocaría la existencia de unos costes administrativos
mayores que el beneficio que aportaría dicha flexibilidad. En cualquier caso, este tipo de
ingresos debe ir debidamente comunicado en tiempo y forma para poder evaluar
correctamente la cobertura de garantías de cada agente, por lo que no puede
prescindirse de la comunicación previa detallada.
También en cuanto a la gestión de garantías, se recibió comentario sobre la
posibilidad de consolidación total de garantías a nivel de grupo empresarial, en línea con
la consolidación de cobros y pagos. Se considera que la posibilidad existente ya hoy de
cesión de derechos de cobro entre agentes es suficientemente flexible, incluso más al no
estar limitada al ámbito del grupo empresarial. Además, no son herramientas
comparables, la consolidación de pagos y cobros implica un neteo a efectos de pagos
para evitar que un mismo grupo efectúe pagos y cobros en días sucesivos, lo que
permite ahorrar trámites administrativos y redunda en beneficio de todo el sistema. Este
hecho marca una diferencia respecto a la consolidación a nivel grupo empresarial, que
no sería beneficiosa para la amplia mayoría de los agentes del mercado, sino solo para
los grandes grupos verticalmente integrados.
En otro comentario se alega la existencia de duplicidad de garantías exigidas a las
unidades de adquisición, por ejemplo, considerando las garantías exigidas por la
aplicación del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con
carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del
precio de la electricidad en el mercado mayorista. Sobre esta cuestión, se debe tener
presente que cada garantía requerida responde a un concepto y finalidad diferente, por
lo que, aunque se exijan al mismo sujeto no puede considerarse duplicidad.
La propuesta de reglas contempla la posibilidad de suspender a un sujeto por
incumplir los requerimientos de garantías para cubrir las obligaciones relativas al
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régimen económico de energías renovables. El operador del sistema propone no
suspender a dichos sujetos, dejando la puerta abierta a que pueda comprar energía para
sus clientes, y proceder directamente con una comunicación del incumplimiento a la
Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia. Esto es porque si se impide a un comercializador adquirir
en los mercados diario e intradiario la energía que necesita para suministrar a sus
clientes, pero sigue manteniendo a dichos clientes en su cartera, el resultado será un
mayor desvío en las liquidaciones finales del operador del sistema, que de no haber
podido ser previsto y cubierto con garantías, resultaría en un impago al sistema.
La suspensión prevista en las reglas persigue dar a la falta de garantías para la
liquidación REER un tratamiento equivalente al previsto por el Real Decreto-ley 10/2022
para los incumplimientos derivados del mecanismo de ajuste. En efecto, el artículo 11 de
dicho real decreto-ley establece que el operador del mercado suspenderá de
participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan la obligación
de pago de la liquidación, o que no aporten o mantengan las garantías de pago
requeridas. Sin embargo, hay que hacer notar que ambos casos no son equivalentes, ya
que el Real Decreto-ley 10/2022 prevé que además que la suspensión de un
comercializador supondrá el traspaso automático provisional de sus clientes al
comercializador de referencia, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación, mientras que
esa misma previsión no existe en el caso del mecanismo REER.
Esta Comisión comparte la preocupación del operador del sistema por el riesgo de
impagos que, en última instancia, son repercutidos a los sujetos acreedores del sistema,
que no son los causantes del problema. Ahora bien, bloquear la suspensión de los
sujetos de mercado tampoco resuelve el problema, que, como ha manifestado la CNMC
en reiteradas ocasiones, requiere la implementación de un mecanismo eficaz de
inhabilitación y traspaso de clientes. Resulta necesario por tanto que, al margen de lo
que dispongan estas reglas del mercado, se avance en agilar los procesos de
inhabilitación o suspensión de sujetos, en línea con lo previsto en el Procedimiento de
Operación 14.3(3) y complementado con lo dicho por la CNMC en su Informe al proyecto
de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el
que se estable la metodología de cálculo del PVPC (IPN/CNMC/044/22)(4).
(3) El PO14.3 aprobado por Resolución de 15 de septiembre de 2022, de la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia, prevé la posibilidad de suspender parcialmente a los comercializadores en caso
de insuficiencia de garantías y paralizar la incorporación de nuestros suministros en su cartera a través del
bloqueo de la tramitación del alta de nuevos CUPS.
(4) «Asimismo, el artículo 11 del Real Decreto-ley 10/2022 establece que el operador del sistema
suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan su obligación de
pago relativa al mecanismo de ajuste previsto en dicho real decreto-ley, suponiendo el traspaso automático
provisional de sus clientes al comercializador de referencia, de conformidad con los criterios establecidos en el
artículo 4 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación. A estos
efectos, sería conveniente ampliar el artículo 4.1 del Real Decreto 216/2014 para incluir los supuestos de
suspensión temporal de los sujetos, regulando adicionalmente las comunicaciones necesarias para que en
tales casos se pueda articular la asunción del punto de suministro por parte de la comercializadora de
referencia. Si el real decreto no recogiera expresamente este caso, pudiera no resultar de aplicación los
previsto en el artículo 4.1 dado que los consumidores dispondrían de contrato de suministro.»
En otro orden de cosas, se ha recibido algún comentario solicitando que las reglas
dispongan que el coste de gestión del mecanismo REER sea repercutido a
comercializadores y consumidores directos, en lugar de ser considerado un coste
regulado reconocido al operador del mercado, de acuerdo con lo dispuesto por la Orden
TED/1312/2022, de 23 de diciembre, por la que se establecen los precios de los cargos
del sistema eléctrico de aplicación a partir del 1 de enero de 2023 y se establecen
diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2023. La repercusión del
coste a comercializadores y consumidores directos se considera no procedente, de
forma análoga a como tampoco se asignan directamente los costes derivados de la
gestión y desarrollo de productos complejos (MIC) o portafolios del continuo sobre los
sujetos que hacen mayor uso de ellos. Además, estando ya prevista la recuperación de
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costes por una vía regulada a través de la citada orden, excedería la competencia de la
CNMC disponer otra vía en las reglas.
Por último, tal como sugiere un agente, se considera que podría resultar útil publicar
los parámetros que resulten necesarios para que los participantes de mercado puedan
replicar el cálculo de garantías. Por ello, se solicita al operador del mercado que proceda
con el estudio de esta posibilidad.
B. Sobre la evolución del Comité de Agentes.
La propuesta de nueva configuración del Comité de Agentes de Mercado (CAM)
modifica la estructura del CAM (actualmente limitada a 25 miembros representantes de
las diferentes actividades) y extiende su representatividad a todos los agentes de
mercado que deseen formar parte de él, permitiendo así informar, consultar y recoger los
puntos de vista de todos los interesados en los desarrollos de propuestas de forma
transparente y no discriminatoria incluyendo a los representantes de asociaciones de
agentes junto con Operador de Mercado, Operadores del Sistema y Reguladores
Nacionales.
Responde así a los objetivos requeridos en el capítulo X («Aprobación de
metodologías, condiciones, reglas de funcionamiento de los mercados y procedimientos
de operación y proyectos de demostración») de 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. En particular, da cumplimiento a lo establecido en
los apartados b) y d) del artículo 23.2.b) que requiere al operador de mercado facilitar la
participación de los sujetos interesados en el desarrollo de las propuestas de reglas de
mercado, teniendo en cuenta sus puntos de vista antes de la remisión de sus propuestas
al regulador para su aprobación.
Se considera además que esta configuración del CAM es más acorde con la filosofía
de la Directiva (UE) 2019/944, la cual exige que se garantice una participación en el
mercado bajo condiciones de competencia equitativas, donde las normas y el trato que
se apliquen a todas las empresas eléctricas sean transparentes, proporcionadas y no
discriminatorias. En este sentido, la propuesta homogeniza la disponibilidad de
información sobre el mercado y extiende a todos los sujetos interesados –y no solo a una
representación de estos como es en la regulación actual– la posibilidad de participar de
forma activa en los procesos de revisión de reglas del mercado de una forma abierta y
transparente desde el inicio del proceso.
La gran mayoría de comentarios recibidos durante el trámite de audiencia han sido
favorables a la reforma del CAM, solo un sujeto ha solicitado que no se evolucione hacia
un CAM abierto, basándose en el argumento de que se empobrecerá el debate y se
perderá eficacia en funciones de propuesta normativa. Esta Comisión no comparte la
visión de ese sujeto, por todo lo anteriormente expuesto, y por tanto considera oportuna
la reforma del CAM.
Otros sujetos, aunque apoyan la reforma del CAM, plantean cambios de redacción
en las reglas que lo regulan a los efectos de limitar la participación, relegando a
determinados sujetos, sin participación activa en el mercado, al papel de meros
espectadores sin voz ni voto. Esta Comisión entiende que esa configuración sería
igualmente válida, pero no se puede identificar a priori que la restricción a la participación
sea necesaria para el correcto funcionamiento del CAM.
Respecto a la posibilidad de que el CAM disponga de un reglamento interno y que se
prevean en las reglas detalles adicionales de organización, como el papel de liderazgo
en caso de ausencia tanto del presidente como su suplente, esta Comisión no ve
necesario que se regule en las Reglas hasta este nivel de detalle, nada impide que sean
establecidos por el propio OMIE o CAM si así se estima necesario.
Se valora positivamente el carácter telemático de las reuniones y la elección del
presidente mediante sorteo entre los representantes de asociaciones, por periodos de
seis meses, al objeto de fomentar la máxima participación, al tiempo que se minimiza el
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coste logístico. No obstante, en el trámite de audiencia se han recibido varios
comentarios en el sentido de prever en las reglas la posibilidad de que el CAM se puede
reunir físicamente, aunque sea con formato híbrido o con limitación de aforo. Sobre esta
cuestión, se reconoce que no resulta necesario que las reglas limiten el carácter físico o
telemático del CAM, la decisión al respecto podría ser tomada por OMIE en función de
los medios disponibles y el interés de participación. Se ha modificado la redacción de la
Regla 25 para indicar que el carácter telemático de las reuniones será preferible, pero sin
que ello sea impedimento para una eventual organización presencial.
Por último, con el fin de agilizar la implantación de la nueva configuración del Comité
de Agentes del Mercado, esta Comisión ha dispuesto en Regla Final un plazo de tres
meses para la entrada en operación de este, lo que supone un acortamiento en tres
meses del plazo propuesto por el operador del mercado. Los sujetos se han mostrado
favorables a este cambio en el trámite de audiencia.
C. Sobre la reactivación de ofertas del continuo.
Sobre la reactivación de ofertas en el mercado intradiario continuo en el momento de
apertura de la negociación en la frontera francesa, se considera adecuada la medida de
utilizar un criterio de asignación basado en competitividad de precios, frente a
alternativas que fomentan un uso incorrecto de los sistemas, con el riesgo que conlleva
de caída de estos.
Solo un sujeto ha alegado en contra de los cambios en las Regla 46.2, dirigidos a
limitar la actuación de los robots. Considera el sujeto que estas limitaciones restringirán
la innovación sin ser capaces de solventar la problemática existente. A este respecto,
cabe señalar que esta Comisión es consciente de que la asignación basada en
competitividad de precios no es medida suficiente para evitar comportamientos abusivos
por parte de los sujetos, se trata solo de una primera barrera. La herramienta básica para
combatir los comportamientos inadecuados es, al margen de la regulación nacional, el
Reglamento (UE) 1227/2011, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre
de 2011, sobre la integridad y la transparencia en el mercado mayorista de la energía
(REMIT), el cual establece normas que prohíben las prácticas abusivas en dichos
mercados mayoristas.
D. Sobre el reparto de intereses.
La propuesta de reglas 56.7 y 57.6 que se sometió a trámite de audiencia disponía
que el operador del mercado podrá rentabilizar el efectivo existente en las cuentas
designadas por el operador del mercado para la realización de los abonos y pagos y
para la gestión de las garantías en efectivo, respectivamente. Prevén además que los
intereses devengados en dichas cuentas, sean positivos o negativos, así como otros
cargos que aplique la entidad bancaria por los saldos en efectivo, menos los posibles
costes y menos un máximo de 25 puntos básicos de tipo de interés, se trasladarán a los
agentes que hayan aportado los depósitos en efectivo en proporción a los mismos.
Los 25 puntos básicos de tipo de interés que se detraen podrán ser conservados por el
operador del mercado en concepto de comisión de gestión.
Un sujeto ha indicado que, si bien comparte la conveniencia de regular el reparto
entre los agentes de los intereses devengados en las cuentas del operador del mercado,
no considera justificada la retención por el operador de un máximo de 25 puntos básicos
en concepto de gastos de gestión. El sujeto alega que este valor excede el coste
financiero de las gestiones de cuentas.
La retención de cierta cantidad de puntos básicos de los intereses devengados en
cuentas de efectivo procedente de garantías u otros conceptos es una prácticamente
habitual en los mercados financieros y, en particular, entre las cámaras que actúan como
contrapartida en los mercados. En caso de OMIE, la retención de 25 puntos básicos
estuvo anteriormente prevista en las reglas, hasta 2016, y su finalidad era cubrir los
costes financieros y de gestión que dicho operador pudiera tener que soportar por la
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operativa de las cuentas bancarias de efectivo, los cuales eran difíciles de prever y por
tanto de contemplar en el cálculo de la retribución regulada del operador del mercado. El
texto fue eliminado de las reglas cuando la situación del mercado financiero llevó a la
aplicación de intereses negativos y, en consecuencia, la disponibilidad de efectivo en
cuenta pasó de proporcionar beneficios a suponer un coste.
Tras revertir de nuevo la situación financiera, el operador del mercado propone
recuperar la disposición anterior en las reglas 56.7 y 57.6, permitiendo así el reparto de
los intereses y, a través de la retención de 25 puntos básicos, la cobertura de los costes
de gestión que pueda tener el operador del mercado como consecuencia de esta nueva
función.
A este respecto, hay que aclarar en primer lugar que, teniendo en cuenta el carácter
regulado de la actividad del operador del mercado, la CNMC considera que los costes e
ingresos a los que se hace referencia en este expositivo deberían contemplarse en la
metodología de cálculo de la retribución del operador del mercado, conforme a lo
documental de los montantes. No obstante, mientras no sea así, esta Comisión
considera adecuada la retención de una parte de los intereses por parte del operador del
mercado, al objeto de cubrir los costes financieros derivados de su actividad. En este
sentido, y en tanto no se produzca ese cambio, con posterioridad al trámite de audiencia
de la propuesta, se han modificado las reglas 56.7 y 57.6 con el objeto de reducir el valor
de la retención a 15 puntos básicos, que se considera una cantidad más acorde con los
tipos aplicados en la actualidad. Este valor podrá ser revisado posteriormente ante
cambios de las condiciones de mercado.
E. Sobre el requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas.
Durante el trámite de audiencia de la propuesta, los sujetos se han mostrado
favorables al requerimiento, aunque algún agente lo ha considerado insuficiente. Se ha
solicitado, entre otros, que la CNMC requiera al operador del mercado que elabore su
propuesta de forma consensuada con los sujetos, con la mayor transparencia posible,
maximizando la participación a través de grupos de trabajo y en un ámbito ibérico.
Cabe señalar que el objetivo del mandato realizado al operador del mercado a este
respecto es que la propuesta de revisión de la tipología de ofertas se realice tras un
amplio debate con todos los sujetos del mercado ibérico y que los términos y resultados
de ese debate sean trasladados a la CNMC con una total transparencia. El diseño de los
productos que se plantee, deberá ajustarse a las necesidades de los agentes y a su vez
deberá garantizar que el despacho es eficiente.
En este sentido, se considera que la consulta pública prevista con carácter general
en primer lugar, y posteriormente por la propia CNMC, será la mejor herramienta para
reflejar las necesidades de todos los sujetos, por lo que no se aprecia la necesidad de
imponer un proceso de desarrollo regulatorio más exigente. Todo ello, sin perjuicio de
que la utilización del CAM y/o webinares públicos para dar transparencia al proceso, no
es impedimento para que el operador del mercado pueda decidir optar por la vía del
grupo de trabajo, si así lo estima necesario.
F. Otros.
Un sujeto solicita que se incorpore la figura del almacenamiento en las reglas,
diferenciándola de la generación y el consumo, o, alternativamente, que se especifique
que la actividad de almacenamiento encaja con las funciones actuales. A este respecto,
hay que aclarar en primer lugar que no hay impedimento en las reglas vigentes para que
los almacenamientos basados en baterías puedan participar en el mercado, en los
mismos términos en que lo hace el almacenamiento basado en bombeo. Las baterías
han de ser objeto de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de
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producción de energía eléctrica, y esta es la condición prevista en la regla 4.2 para que
los titulares de una instalación puedan participar en el mercado.
Esta Comisión ya puso de manifiesto la necesidad de que las Reglas permitieran la
participación del almacenamiento en el fundamento de Derecho tercero.11 de su
Resolución de 6 de mayo de 2021, por la que aprueban las reglas de funcionamiento de
los mercados diario e intradiario de energía eléctrica para su adaptación de los límites de
oferta a los límites de casación europeos (DCOOR/DE/001/21). En dicha disposición, la
CNMC solicitaba al operador del mercado la introducción de las modificaciones que
fueran precisas en una próxima revisión de reglas. Dado que el operador del mercado no
ha realizado ninguna propuesta al efecto, se entiende que esta no es necesaria y que la
participación del almacenamiento en mercado es posible con las reglas vigentes.
Esto debe entenderse sin perjuicio de que el tratamiento de la figura del
almacenamiento en las reglas pueda ser mejorada posteriormente, en coordinación con
las modificaciones que se precisen en los procedimientos de la operación del sistema a
este respecto, así como de la hibridación de tecnologías.
Por último, indicar que se han corregido diversas erratas en el texto, fórmulas y
definiciones de las reglas 26, 52, 56 y 57. En particular, en relación con la gestión de
garantías, cabe mencionar la identificación por un sujeto de una errata en las fórmulas
de los apartados 3.2 y 3.3 de la regla 52 sobre ajuste de liquidación de la energía de
subastas en el mercado intradiario e intradiario continuo respectivamente, que han sido
aceptadas y recogidas en la versión objeto de aprobación.
Adicionalmente, como mejora de redacción, se han eliminado los valores de límites
de precio de las ofertas y umbrales de notificación y de precio previstos en el anexo 2 de
las reglas. Dichos valores han sido sustituidos por referencias genéricas a las
metodologías en base a las cuales son determinados y se identifica una ubicación para
su publicación. Esto es para evitar la posterior desactualización del texto de las reglas,
ya que estos límites y umbrales son valores armonizados a nivel europeo que pueden
ser modificados sin necesidad de revisar las reglas del mercado ibérico. De hecho, el
límite de precio máximo de oferta que se recogía en el texto (3.000 €/MWh) no era ya
correcto (4.000 €/MWh).
También se ha añadido una aclaración en la regla 12, a resultas del comentario de un
sujeto que considera ambigua la provisión de «alta coordinada» de unidades de
programación y oferta, que sustituye a la provisión anterior de «alta simultánea». La
aclaración indica que el alta coordinada de unidades de programación y oferta se llevará
a cabo de acuerdo con los procedimientos habituales de coordinación entre operadores.
Vistos los citados antecedentes de hecho y fundamentos de derecho, la Sala de
Supervisión Regulatoria de la CNMC,
III. Resuelve
Primero.
Aprobar las Reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de
electricidad.
El texto de dichas Reglas, que se incorpora adjunto a la presente resolución, debe
entenderse sin perjuicio de las modificaciones introducidas por el Real Decreto-
ley 10/2022, de 13 de mayo, al respecto de las reglas a las que se refieren las
«Especificaciones de detalle del funcionamiento del mercado para la aplicación del
mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo», para el
período de vigencia del citado mecanismo de ajuste.
Segundo.
La presente resolución surtirá efectos al día siguiente de su publicación en el
«Boletín Oficial del Estado».
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Tercero.
Requerir al operador del mercado ibérico una evaluación de la conveniencia de
modificar la tipología de ofertas actualmente vigentes en dicho mercado. En particular, la
posibilidad de sustituir las MIC por otro tipo de ofertas complejas, de entre las permitidas
por los términos y condiciones que determinan los productos del mercado diario. Este
proceso de evaluación deberá comprender una consulta pública a los sujetos del
mercado y, en caso de concluir que es necesaria una adaptación de las ofertas, una
propuesta de modificación de las reglas del mercado y/o una hoja de ruta con calendario
detallado de pasos para su implantación.
La presente resolución, junto con su anexo, 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, 23 de febrero de 2023.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional
de los Mercados y la Competencia, Miguel Bordiú García-Ovies.
ANEXO: REGLAS DE FUNCIONAMIENTO DE LOS MERCADOS DIARIO E
INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD
ÍNDICE
Preámbulo.
Regla 1.ª El mercado mayorista de electricidad.
Regla 2.ª El operador del mercado diario e intradiarios.
Regla 3.ª Alcance de las reglas del mercado y objeto del contrato de adhesión.
Regla 4.ª Agentes del mercado diario e intradiarios.
4.1 Sujetos que pueden ser agentes del mercado.
4.2 Adquisición de la condición de agente del mercado.
4.3 Agentes con posibilidad de entrega física.
Regla 5.ª Vendedores.
5.1 Mercado diario.
5.2 Mercados intradiarios.
Regla 6.ª Compradores.
6.1 Mercado diario.
6.2 Mercados intradiarios.
Regla 7.ª Condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados
diario e intradiarios de producción de energía eléctrica.
Regla 8.ª Prestación de garantías.
Regla 9.ª Comunicaciones de las altas y bajas de unidades de oferta de agentes
del mercado.
9.1 Comunicación al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico
y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
9.2 Comunicaciones de las altas como agentes del mercado.
9.3 Comunicación de las bajas de representación.
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Regla 10.ª Suspensión de participación de unidades de oferta de un agente del
mercado.
10.1 Suspensión de participación de unidades de oferta por parte del operador del
sistema.
10.2 Suspensión de participación de unidades de oferta por parte del operador del
mercado.
Regla 11.ª Características generales de las ofertas.
Regla 12.ª Alta de las unidades de venta o de adquisición en el sistema de
información del operador del mercado.
Regla 13.ª Tiempo de presentación de las ofertas.
Regla 14.ª Lugar de presentación de las ofertas.
Regla 15.ª Verificación de las ofertas.
15.1 Verificación del estado de la sesión para la presentación de ofertas.
15.2. Verificación del agente.
15.3 Verificación de la unidad de oferta.
Regla 16.ª Confirmación de las ofertas.
Regla 17.ª Firmeza de las ofertas.
Regla 18.ª Confidencialidad y publicidad de la información.
Regla 19.ª Publicación de información a los agentes para su operación en el
mercado.
19.1 Información del mercado diario.
19.2 Información de los mercados intradiarios.
19.3 Información de las liquidaciones.
Regla 20.ª Publicación periódica de información de carácter público.
20.1 Curvas agregadas de oferta y demanda y comercio internacional e
intracomunitario.
20.2 Información sobre agregados del mercado.
20.3 Cuotas.
20.4 Publicación de la información del mercado por la pérdida del carácter de
confidencial.
Regla 21.ª Comunicación periódica sobre los resultados del mercado a las
administraciones competentes y al Comité de Agentes del Mercado.
Regla 22.ª Información al público.
Regla 23.ª Objeto del Comité de Agentes.
Regla 24.ª Composición del Comité de Agentes.
Regla 25.ª Órganos del Comité de Agentes del Mercado.
Regla 26.ª Confidencialidad y publicación de la información.
Regla 27.ª Objeto y conceptos básicos.
Regla 28.ª Ofertas al mercado diario.
28.1 Objeto y contenido de las ofertas de compra y venta.
28.1.1 Ofertas simples.
28.1.2 Ofertas complejas.
28.2 Formato para la presentación de ofertas de compra o venta.
28.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades,
capacidades comerciales de las interconexiones internacionales, información sobre la
asignación de los derechos de capacidad y sobre los contratos bilaterales
internacionales y contratos bilaterales nacionales.
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28.3.1 Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades.
28.3.2 Definición e incorporación de la información sobre capacidades comerciales
de las interconexiones internacionales.
28.3.3 Definición e incorporación de la información sobre la asignación de los
derechos de capacidad y sobre los contratos bilaterales internacionales.
28.3.4 Definición e incorporación de la información sobre los contratos bilaterales
nacionales.
28.4 Verificación de las ofertas.
28.4.1 Verificación del estado de la sesión.
28.4.2 Verificación del agente.
28.4.3 Verificación del cumplimiento de garantías.
28.4.4 Verificación de la unidad de venta o de adquisición.
28.5 Validaciones a la comunicación de la información de contratos bilaterales
remitidos por los operadores del sistema.
28.6 Aceptación de las ofertas de compra y venta.
28.7 Efectos de la inclusión de la oferta de compra y venta en el proceso de
casación.
28.8 Presentación de ofertas de contratos bilaterales con entrega física.
Regla 29.ª Entrega física de la energía negociada a plazo.
29.1 Definición de Unidad de Contratación a Plazo (UCP).
29.2 Entrega de posiciones para su liquidación por entrega física del operador del
mercado a plazo.
29.2.1 Período de envío.
29.2.2 Validaciones y respuesta.
29.3. Efectos de reenvío de información. Anulación de desagregaciones de los
agentes previamente enviados.
29.4 Recepción de desagregaciones de las posiciones abiertas de los agentes.
29.4.1 Período de envío.
29.4.2 Contenido.
29.4.3 Desagregaciones por defecto.
29.4.4 Validaciones en la recepción y respuesta.
29.4.5 Actualización de información.
29.4.6 Creación de ofertas provenientes de las posiciones abiertas en el mercado
plazo.
29.5 Intercambio de información con el operador del mercado a plazo.
29.5.1 Información de datos estructurales.
29.5.2 Información general de los mercados.
Regla 30.ª Procedimiento de casación del mercado diario.
30.1 Elementos básicos del procedimiento de casación del mercado diario.
30.2 Procedimiento de casación.
30.2.1 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas de venta
y determinación de la curva de oferta de venta.
30.2.2 Determinación de la curva de adquisición.
30.3 Tratamiento de las ofertas con la condición compleja de ingresos mínimos.
30.4 Tratamiento de las ofertas con la condición compleja de gradientes.
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30.5 Recasación del mercado diario ibérico.
30.6 Reapertura de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario.
Regla 31.ª Resultado de la casación del mercado diario.
Regla 32.ª Cálculo del programa resultante de la casación del mercado diario.
32.1 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas casadas
en el resultado de la casación.
Regla 33.ª Información del proceso de aceptación, verificación de ofertas y del
resultado de la casación del mercado diario.
Regla 34.ª Situaciones excepcionales.
Regla 35.ª Liquidación del mercado diario.
35.1 Determinación de la retribución correspondiente a los vendedores como
resultado de la liquidación del mercado diario.
35.2 Precios a considerar en la determinación del precio de la adquisición de
energía eléctrica en el mercado diario.
35.3 Derechos de cobro en el mercado diario.
35.4 Obligaciones de pago en el mercado diario.
35.5 Ingresos en el mercado diario por el proceso de separación de mercados.
35.5.1 Renta de congestión en el mercado diario en la interconexión entre España y
Portugal.
35.5.2 Renta de congestión en el mercado diario en la interconexión entre España y
Francia.
35.6 Publicación de los resultados de la liquidación del mercado diario.
Regla 36.ª Programa diario base de funcionamiento.
Regla 37.ª Programa diario viable.
Regla 38.ª Objeto y conceptos básicos del mercado intradiario de subastas.
Regla 39.ª Ofertas al mercado intradiario de subastas.
39.1 Objeto y contenido de las ofertas de compra y venta.
39.1.1 Ofertas simples.
39.1.2 Ofertas complejas.
39.2 Formato para la presentación de ofertas de compra o venta.
39.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades,
capacidades comerciales de las interconexiones internacionales, limitaciones a la
posibilidad de ofertar.
39.3.1 Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades.
39.3.2 Definición e incorporación de la información sobre limitaciones a la
posibilidad de ofertar.
39.3.3 Definición e incorporación de la información sobre capacidades comerciales
de las interconexiones internacionales.
39.4 Verificación de las ofertas.
39.4.1 Verificaciones comunes a las ofertas de compra y venta.
39.4.2 Verificaciones específicas de las ofertas de venta.
39.4.3 Verificaciones específicas de las ofertas de adquisición.
39.5 Aceptación de las ofertas de compra y venta.
39.6 Efectos de la inclusión en la casación de las ofertas.
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Regla 40.ª Procedimiento de casación del mercado intradiario de subastas.
40.1 Elementos básicos del procedimiento de casación en el mercado intradiario de
subastas.
40.2 Procedimiento de casación simple.
40.3 Procedimiento de casación cuando concurran ofertas de compra y venta y
complejas.
40.3.1 Búsqueda de una primera solución válida.
40.3.2 Mejora sucesiva de la primera solución válida.
40.4 Proceso de casación cuando se exceda la capacidad neta de referencia de
intercambio en las interconexiones internacionales.
40.4.1 Supuesto de aplicación.
40.4.2 Predeterminación de los datos a considerar.
40.4.3 Procedimiento de determinación de la solución final.
40.4.4 Procedimiento de separación de mercados cuando hay congestión en la
interconexión hispano-portuguesa.
Regla 41.ª Resultado de la casación del mercado intradiario de subastas.
41.1 Cálculo del programa incremental resultado del mercado intradiario de
subastas.
41.2 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas casadas
en el resultado de la casación.
Regla 42.ª Información del proceso de aceptación, verificación de ofertas y del
resultado de la casación del mercado intradiario de subastas.
Regla 43.ª Situaciones excepcionales en los mercados intradiarios de subastas.
43.1 Indisponibilidad del programa diario viable.
Regla 44.ª Liquidación de las subastas del mercado intradiario.
44.1 Determinación de la retribución correspondiente a los vendedores como
resultado de la liquidación de las subastas de mercado intradiario.
44.2 Precios a considerar en la determinación del precio de la adquisición de
energía eléctrica en las subastas del mercado intradiario.
44.3 Derechos de cobro en las subastas del mercado intradiario.
44.4 Obligaciones de pago en las subastas del mercado intradiario.
44.5 Ingresos en las subastas del mercado intradiario por el proceso de separación
de mercados en la interconexión entre España y Portugal.
44.6 Publicación de los resultados de la liquidación de las subastas del mercado
intradiario.
Regla 45.ª Objetivo y conceptos básicos.
Regla 46.ª Ofertas al mercado intradiario continuo.
46.1 Ofertas.
46.2 Proceso de envío de ofertas.
46.2.1 Limites máximos y mínimos de cantidad de energía y precio aceptados por
el operador del mercado en el mercado intradiario continuo.
46.2.2 Validación de ofertas.
46.2.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades,
limitaciones a la posibilidad de ofertar y capacidades comerciales de las interconexiones
internacionales.
46.2.4 Verificaciones de la energía máxima de venta a ofertar en un contrato.
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46.2.5 Verificaciones de la energía máxima de adquisición a ofertar en un contrato.
46.2.6 Aceptación de ofertas.
46.2.7 Hibernación de ofertas en el mercado intradiario continuo.
46.2.8 Libro de ofertas del mercado intradiario continuo.
46.2.9 Condiciones a las ofertas en mercado intradiario continuo.
46.2.10 Cesta de ofertas (basket orders).
46.2.11 Procedimiento de modificación o creación de nuevos tipos de ofertas por el
operador de mercado.
46.2.12 Información proporcionada por la plataforma de negociación del operador
de mercado.
Regla 47.ª Casación de ofertas en mercado intradiario continuo.
47.1 Casación de ofertas.
47.2 Firmeza y efectos de la casación.
Regla 48.ª Desagregaciones de las unidades porfolio.
48.1 Contenido de las desagregaciones.
48.2 Envío de desagregaciones.
48.3 Validaciones en la recepción y respuesta.
48.4 Actualización de la información de las desagregaciones enviadas por un
agente.
48.5 Consolidacion de desagregaciones.
48.6 Desagregaciones por defecto.
Regla 49.ª Situaciones excepcionales en el mercado intradiario continuo.
49.1 Indisponibilidad de programas previos.
Regla 50.ª Liquidación del mercado intradiario continuo.
50.1 Liquidación.
50.1.1 Derechos de cobro en el mercado intradiario continuo.
50.1.2 Obligaciones de pago en el mercado intradiario continuo.
50.1.3 Publicación de los resultados de la liquidación del mercado intradiario
continuo.
50.1.4 Límite operativo para la aceptación de ofertas en el mercado intradiario
continuo.
Regla 51.ª Programa horario final posterior a cada mercado intradiario.
Regla 52.ª Régimen económico de energías renovables.
52.1 Comunicaciones relativas a la aplicación del régimen económico de energías
renovables.
52.2 Precio a percibir por las instalaciones adscritas al régimen económico de
energías renovables.
52.3 Ajuste de liquidación del régimen económico de energías renovables.
52.3.1 Ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado diario.
52.3.2 Ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado intradiario.
52.3.3 Ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado intradiario
continuo.
52.3.4 Ajuste de liquidación de la energía negociada en los servicios de ajuste y
balance.
52.4 Liquidación del excedente o déficit de las liquidaciones del régimen económico
de energías renovables.
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52.5 Unidades de adquisición nacionales a efectos de las liquidaciones del régimen
económico de energías renovables.
52.6 Cese en las liquidaciones del régimen económico de energías renovables.
Regla 53.ª Características generales de la liquidación.
53.1 Elementos de la determinación del precio.
53.2 Liquidación.
Regla 54.ª Proceso de liquidación.
54.1 Liquidación diaria.
54.2 Resolución de incidencias.
Regla 55.ª Procedimiento de facturación de las transacciones en el mercado de
electricidad.
55.1 Agentes del mercado diario de producción a los que se les realiza la
facturación.
55.2 Determinación de las transacciones de compra-venta en el mercado de
electricidad.
55.3 Expedición de la factura.
55.4 Conceptos incluidos en la factura.
55.5 Cuotas e impuestos aplicables.
55.5.1 Impuesto especial sobre la electricidad.
55.5.2 Impuesto del valor añadido.
55.6 Datos de los agentes para efectuar la facturación.
55.7 Periodo de facturación.
55.8 Facturación electrónica.
55.9 Facturas rectificativas.
55.10 Obligaciones fiscales del operador del mercado relativas a la facturación.
55.11 Obligaciones de los sujetos relativas a la facturación.
55.12 Solicitud de información relativa a facturación.
Regla 56.ª Sistema de cargos y abonos.
56.1 Horizonte de liquidación.
56.2 Cobros y pagos.
56.2.1 Cobros y pagos de los agentes del mercado.
56.2.2 Cobros y pagos de los intercambios con el sistema eléctrico francés.
56.2.3 Costes derivados de la armonización de los ciclos de pagos.
56.3 Características de las notas agregadas de cargo y abono.
56.3.1 Publicación de la nota agregada de cargo y abono.
56.3.2 Nueva publicación de la nota agregada de cargo y abono.
56.4 Consolidación de cobros y pagos.
56.5 Obligaciones para los agentes del mercado que resulten como deudores.
56.6 Derechos para los agentes del mercado que resulten como acreedores.
56.7 Cuenta designada por el operador del mercado para la realización de los
abonos y pagos.
56.8 Régimen de impagos e intereses de demora.
56.9 Depósito en efectivo para pagos.
56.10 Calendario de cobros y pagos.
56.11 Prenda sobre derechos de cobro.
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Regla 57.ª Procedimiento relativo a la prestación de garantías a favor del operador
del mercado.
57.1 Constitución de garantías.
57.2 Sujetos que deben prestar garantías en el mercado.
57.3 Mantenimiento de garantías.
57.4 Cobertura de las garantías.
57.5 Tipos de garantías.
57.6 Formalización de las garantías.
57.6.1 Instrumentos de formalización de garantías.
57.6.2 Periodo de vigencia de las garantías.
57.6.3 Comunicación de alta, baja o modificación de garantías.
57.7 Régimen de determinación del importe de las garantías y método de su
constitución.
57.7.1 Información de garantías puesta a disposición de los agentes.
57.7.2 Balance de garantías.
57.7.3 Determinación de las garantías.
57.7.4 Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los
titulares de unidades de adquisición nacionales.
57.7.5 Cesión de derechos de cobro.
57.8 Gestión de las garantías.
57.9 Criterios de actuación frente a los incumplimientos.
57.10 Impago no cubierto por garantías.
57.11 Falta de constitución o falta de actualización de las garantías.
Regla 58.ª Descripción de la secuencia, horarios e intercambios de información de
las sesiones de contratación.
58.1 Secuencia de operaciones del mercado diario.
58.2 Secuencia de operaciones de los mercados intradiarios.
58.3 Alteraciones al horario.
58.4 Coordinación entre el operador del mercado y los operadores del sistema.
58.4.1 Información que deben suministrar los operadores del sistema al operador
del mercado.
58.4.2 Información que debe suministrar el operador del mercado a los operadores
del sistema.
Regla 59.ª Régimen de la operación en el mercado.
59.1 Reclamaciones a los procesos del mercado, a las liquidaciones y a la
facturación.
59.1.1 Notificaciones.
59.1.2 Presentación de reclamaciones al operador del mercado.
59.2 Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes.
Regla 60.ª Entrada en vigor, duración y modificaciones de las reglas de
funcionamiento del mercado.
Regla 61.ª Legislación aplicable y solución de conflictos.
Regla adicional.
Regla final.
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Anexo 1. Horarios.
Anexo 2. Límites de precios de las ofertas y umbrales de notificación y de precio.
Anexo 3. Contrato de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados
diario e intradiario de electricidad.
PREÁMBULO
Eléctrico el operador del mercado y el operador del sistema asumen las funciones
necesarias, para realizar la gestión económica referida al eficaz desarrollo del mercado
mayorista de electricidad y la garantía de la gestión técnica del sistema eléctrico. El
artículo 29 encomienda al operador del mercado la gestión del sistema de ofertas de
compra y venta de energía eléctrica en los mercados diario e intradiario.
II) La normativa vigente establece que los productores, comercializadores,
consumidores, directos y los representantes, para poder participar en el mercado,
deberán cumplir los requisitos siguientes:
a) Haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y
liquidación del mercado que comprende las sesiones de los mercados diario e intradiario,
en el correspondiente contrato de adhesión,
b) Prestar al operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las
obligaciones económicas que se puedan derivar de su actuación como agente en el
mercado, en los términos que se establezcan en el contrato de adhesión.
III) Para realizar la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía
eléctrica en los mercados diario e intradiario contemplada en el apartado I anterior, es
preciso establecer las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado. Estas reglas
ellas se adhieren expresamente los compradores y vendedores en los mercados por
medio de la suscripción del correspondiente Contrato de Adhesión, en los términos
recogidos en el anexo 3 de la presente disposición.
IV) El Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la
energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa, hecho en
Santiago de Compostela, el 1 de octubre de 2004, que regula el mercado ibérico de la
energía eléctrica (MIBEL), ha aprobado una nueva estructura organizativa en virtud de la
cual el Operador del Mercado Ibérico (OMI) pasa a convertirse en una entidad
compuesta por dos sociedades matrices o tenedoras, con participaciones cruzadas entre
sí del 10 %, y ostentando asimismo cada una de ellas la propiedad de un 50% en el
capital de dos sociedades gestoras del mercado, la sociedad gestora española OMI,
Polo Español, SA (OMIE), el mercado spot y operando la sociedad gestora portuguesa,
OMI-Polo Portugués, SGMR (OMIP), el mercado a plazo. Adicionalmente, OMIClear se
configura como entidad de contrapartida central.
En cumplimiento de lo dispuesto en el citado convenio, con fecha de efectividad 1 de
julio de 2011, ha concluido el proceso de segregación que afecta al Operador del
Mercado Ibérico de Energía, Polo Español, SA, (OMEL) y que ha supuesto la transmisión
en bloque de la rama de actividad consistente en la operación del mercado de
electricidad, desarrollada hasta la citada fecha por OMEL, a favor de OMI, Polo Español,
SA (OMIE).
En virtud de lo anteriormente expuesto, desde 1 de julio de 2011, la sociedad OMI-
Polo Español, SAU (OMIE), ha asumido la gestión del sistema de ofertas de compra y
venta de energía eléctrica en el mercado spot de energía eléctrica en el ámbito del
MIBEL.
El mercado a plazo incluirá las transacciones referidas a bloques de energía con
entrega posterior al día siguiente de la contratación. El intercambio de información
necesario para la integración de las posiciones con entrega física del mercado a plazo en
el mercado diario se establecerá por acuerdo entre OMIP y OMIE.
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El Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión de 24 de julio de 2015 por el que se
establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de la congestión
(CACM), publicado en el «Diario Oficial de la Unión Europea» el 25 de julio de 2015,
incluye como uno de sus objetivos primordiales la creación de un acoplamiento único
diario e intradiario en el ámbito de la Unión Europea. Como consecuencia de tal
normativa, el 13 de mayo de 2014 se produjo la ejecución del acoplamiento completo del
mercado diario de electricidad gestionado por OMIE, en su calidad de operador del
mercado ibérico, a través de la aplicación de la solución Price Coupling of Regions
(PCR).
Asimismo, el citado reglamento regula una serie de funciones respecto a la actividad
del agente de transporte («shipping agent») que debe desarrollar el operador del
mercado de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de
Mercados y la Competencia.
La publicación del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las
condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de
energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo, ha supuesto la
modificación del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, reconociéndose como
contraparte central de las compras y ventas del mercado al operador del mercado, todo
ello, en aplicación de lo previsto en el Reglamento (UE) 2015/1222, desarrollo de la
normativa comunitaria derivada del Reglamento (CE) n.º 714/2009, del Parlamento
Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la
red para el comercio transfronterizo de electricidad.
como operador designado para el mercado eléctrico (NEMO), al amparo de lo previsto
en el citado Reglamento (UE) 2015/1222.
CAPÍTULO PRIMERO
Reglas generales
Regla 1.ª El mercado mayorista de electricidad
El mercado de mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, mercado
diario, mercados intradiarios, los servicios de ajuste y de balance y los mercados no
organizados.
En el mercado diario se llevan a cabo las transacciones de compra y venta de
energía eléctrica para el día siguiente. Las sesiones de contratación del mercado diario
se estructuran en periodos de programación equivalentes a una hora natural,
considerando como horizonte de programación los 24 periodos de programación
consecutivos de la Hora Europea Central (CET), o 23, o 25 en los días de cambio de
hora oficial. También puede producirse en el mercado diario la entrega física de la
energía negociada en los mercados organizados a plazo.
Los mercados intradiarios tienen por objeto atender la oferta y la demanda de
energía que se pueda producir, en las horas siguientes, con posterioridad a haberse
fijado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD).
Regla 2.ª El operador del mercado diario e intradiarios
OMI-Polo Español, SA (OMIE), como operador designado para el mercado eléctrico
económica del sistema referida a los Mercados diario e intradiarios. Le corresponde
recibir las ofertas de compra y venta de energía eléctrica, efectuando la gestión de las
mismas, así como la liquidación de todas las operaciones de los mercados diario e
intradiarios.
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OMIE actuará como contraparte central de las operaciones que se realicen en los
mercados diario e intradiarios desde el momento en el que se consideren firmes las
casaciones y las operaciones en el mercado intradiario continuo correspondientes.
Como consecuencia de su actuación como contraparte central, se produce la
interposición de OMIE en las obligaciones resultantes de las diversas operaciones
actuando OMIE como comprador frente al vendedor y como vendedor frente al
comprador en los términos establecidos en las presentes reglas.
Le corresponde asimismo al operador del mercado recibir de los operadores del
sistema la comunicación de los contratos bilaterales para las verificaciones que
correspondan en materia de ofertas al mercado. La regulación específica y funciones, en
el caso del operador del mercado y operador del sistema español están contenidas en la
de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía
eléctrica y en la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia.
El operador del mercado realizará la liquidación de la energía de subasta del régimen
económico de energías renovables negociada en los mercados diario e intradiario, en los
términos establecidos en el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se
regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción
de energía eléctrica, en adelante Régimen Económico de Energías Renovables, y su
normativa de desarrollo.
Regla 3.ª Alcance de las reglas del mercado y objeto del contrato de adhesión
Las Reglas de Funcionamiento del Mercado contienen los procedimientos y
condiciones de carácter general que resultan necesarios para el eficaz desarrollo de los
mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica y, específicamente,
para su gestión económica y la participación en los mismos de los sujetos que realizan
actividades destinadas al suministro de energía eléctrica y de los consumidores directos
en mercado, y, en particular, sobre:
a. La definición, desarrollo y funcionamiento de los sistemas informáticos
necesarios para garantizar la transparencia en las transacciones que se realicen en el
mercado y que incluyen:
– La presentación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica;
– El procedimiento de casación, en el mercado diario e intradiario de subastas, de
las ofertas de compra y venta de energía eléctrica;
– El procedimiento de gestión de las transacciones realizadas del mercado
intradiario continuo, de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica;
– El procedimiento de entrega física de la energía negociada a plazo cuyos titulares
lo soliciten y en especial la que provenga de las entidades contempladas en el Convenio
internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica;
– La determinación y comunicación a los operadores del sistema, con la
confidencialidad que corresponda, de los datos relativos a los resultados de la casación
de las ofertas en los mercados diario e intradiarios, y a los agentes, de los datos
correspondientes a sus unidades de venta y adquisición;
– La determinación y comunicación a los agentes del mercado y a los operadores
del sistema de los precios marginales de la energía eléctrica, volúmenes negociados, así
como aquella información de carácter público que se considere relevante, en el mercado
diario y en las sesiones del mercado intradiario de subastas;
– La determinación y comunicación a los agentes del mercado y a los operadores
del sistema de los precios de referencia, volúmenes negociados, así como aquella
información de carácter público que se considere relevante, en el mercado intradiario
continuo;
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– La determinación y publicación de los índices de precios medios con carácter
horario del mercado diario e intradiario de subastas;
– La comunicación del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) y del Programa
Horario Final (PHF) derivado de cada sesión del mercado intradiario de subastas y
programa resultado del intradiario continuo, a los agentes, de los datos correspondientes
a sus unidades de venta y adquisición como base para la participación en la siguiente
sesión del mercado intradiario de subastas o mercado intradiario continuo;
– La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deben realizarse en
virtud de los precios de los mercados diario e intradiarios de la energía eléctrica;
– El procedimiento de validación de aceptación de ofertas de compra con las
garantías depositadas;
– La publicación de las curvas agregadas de oferta y demanda de los mercados
diario e intradiario de subastas con desagregación explícita de cada uno de los puntos
que las configuran;
– La publicación de las capacidades comerciales e intercambios intracomunitarios e
internacionales por frontera;
– La publicación de los resultados de los programas de energía agregados por
agente y mes natural de los mercados de energía eléctrica, una vez transcurrido un mes
desde el último día de aquel al que se refieran;
– La publicación de las ofertas presentadas por los agentes, que han entrado en el
proceso de casación, en cada uno de los mercados diario e intradiario de subastas, una
vez transcurridos noventa días.
– La publicación de las ofertas enviadas a la Plataforma de Contratación Continua
Europea, una vez transcurridos noventa días.
b. Las condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados
diario e intradiarios de producción de energía eléctrica.
c. El procedimiento a seguir en el supuesto de que los agentes que resulten
deudores en el mercado incumplan sus obligaciones de pago, así como las
comunicaciones que en estos casos deban realizarse a los consumidores y a los
diferentes agentes del mercado.
d. El procedimiento a seguir en las comunicaciones de altas y bajas como agentes
del mercado por quienes participen en los mercados diario e intradiarios de producción
de energía eléctrica;
e. La determinación de las garantías disponibles del agente para su participación
en los procesos del mercado y del régimen económico de energías renovables para
instalaciones de producción de energía eléctrica.
f. La liquidación y comunicación a los agentes de los pagos y cobros que deben
realizarse por sus operaciones en virtud del precio de la energía de los mercados diario e
intradiarios y del precio a percibir por las instalaciones adscritas al régimen económico
de energías renovables.
g. La comunicación a las autoridades competentes de los comportamientos
contrarios al correcto funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción
de energía eléctrica y de las situaciones que puedan resultar anómalas, teniendo en
cuenta la información a disposición del operador del mercado resultante de los mismos.
h. El procedimiento de revisión de las reglas de funcionamiento de los mercados
diario e intradiario de electricidad.
i. Publicación del coste final de la energía y los componentes del precio final en
agregado y para cada tipo de consumidor.
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CAPÍTULO SEGUNDO
Sujetos
Regla 4.ª Agentes del mercado diario e intradiarios
4.1 Sujetos que pueden ser agentes del mercado.
Pueden ser agentes del mercado los sujetos que intervienen en el suministro de
energía eléctrica relacionados a continuación:
Productores de energía eléctrica: personas físicas o jurídicas que tienen la función de
generar energía eléctrica, así como las de construir, operar y mantener las instalaciones
de producción.
Comercializadores: sociedades mercantiles, o sociedades cooperativas de
consumidores y usuarios, que, accediendo a las redes de transporte o distribución,
adquieren o venden energía a otros sujetos del sistema en los términos establecidos en
la normativa aplicable.
Comercializadores de referencia: comercializadores que tienen las funciones que la
normativa establezca, entre otras la venta a consumidores finales a precio voluntario al
pequeño consumidor.
Consumidores directos en mercado: consumidores que adquieran energía eléctrica
directamente en el mercado.
Representantes: agentes que actúan por cuenta de cualquier sujeto a los efectos de
su participación en el mercado y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y
retribuciones reguladas. La representación por cuenta ajena podrá ser indirecta, cuando
el representante actúa en nombre propio, o directa, cuando el representante actúa en
nombre del representado. En los casos de representación indirecta, los efectos del
negocio jurídico realizado por el representante se imputan directamente a este, sin
perjuicio de la relación interna que le ligue con su representado.
4.2 Adquisición de la condición de agente del mercado.
Para adquirir la condición de agente del mercado, los productores,
comercializadores, consumidores directos en mercado, y representantes definidos en el
apartado 4.1 anterior deberán cumplir los siguientes requisitos:
– Ser titular de instalaciones válidamente inscritas en el registro administrativo de
instalaciones de producción de energía eléctrica, o en caso de comercializadores y
consumidores directos en mercado, haber realizado la oportuna comunicación de inicio
de actividad según corresponda, o bien acreditar la calidad de representante de alguno
de los sujetos anteriores. Los representantes de los sujetos para acreditarse como
agente del mercado, deberán acreditar su condición a través del correspondiente poder
notarial, así como su actuación por cuenta propia o ajena.
– Haber adquirido la condición de sujeto del sistema eléctrico.
– Haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y
liquidación de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica en el
correspondiente contrato de adhesión, en los términos recogidos en el anexo 3 de la
presente disposición.
– Haber declarado un código de agente válido al operador del mercado, asociado a
un Número de Identificación Fiscal (NIF) que no pertenezca a ningún otro agente del
mercado. Cada agente del mercado tendrá un único NIF, y cada NIF corresponderá a un
único agente del mercado.
Una vez cumplidos los requisitos para la adquisición de la condición de agente del
mercado, el operador del mercado procederá en los dos días hábiles posteriores al
cumplimiento de dicha condición, a completar el proceso de alta en el Sistema de
Información del Operador del Mercado, pudiendo el agente actuar a partir del tercer día
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hábil una vez aportada toda la documentación necesaria, para la participación en los
correspondientes mercados y sesiones.
En el proceso de alta los agentes deberán comunicar las direcciones de correo
electrónico para las comunicaciones entre el operador del mercado y el agente,
diferenciando según se establece en el proceso de alta entre las diferentes actividades
del mercado. El operador del mercado mantendrá activas todas las direcciones de correo
electrónico dadas de alta salvo que estás sean dadas de baja en el servidor de correo
del agente y dicha baja se mantenga al menos durante tres meses sin notificación del
agente, en cuyo caso serán dadas de baja en el mercado como direcciones de contacto.
4.3 Agentes con posibilidad de entrega física.
La energía negociada a plazo, cuya liquidación por entrega física sea solicitada por
su titular, podrá ser integrada en el mercado diario de producción, en especial la que
provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la
constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica.
Los agentes del mercado a plazo con posibilidad de entrega física serán los agentes
del mercado que sean además agentes de liquidación física del mercado a plazo o que
dispongan de un contrato con un agente de liquidación física del mercado a plazo.
Regla 5.ª Vendedores
5.1 Mercado diario.
Son vendedores en el mercado diario:
a) Los titulares de aquellas unidades de producción inscritas en el registro
administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
b) Los comercializadores que vendan en sistemas eléctricos de países que no sean
de la Unión Europea cuya participación como vendedores en los mercados diario e
intradiarios de producción de energía eléctrica esté autorizada.
c) Los comercializadores que hayan realizado un contrato de adquisición de
energía con empresas autorizadas a la venta de energía eléctrica en países de la Unión
Europea o terceros países, así como con productores nacionales de electricidad.
d) Los comercializadores y consumidores directos del sistema eléctrico balear, sin
perjuicio de lo establecido en la disposición transitoria primera del Real
Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada
en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se
modifican otras disposiciones del sector eléctrico. En el marco de lo establecido por
dicha disposición transitoria, y en tanto no se haya producido la revisión allí prevista, las
referencias en las presentes reglas a los sujetos mencionados habrán de entenderse
hechas únicamente a los comercializadores de referencia.
e) Los agentes productores, comercializadores u otros, que actúen como agente
representante de los anteriormente citados.
Los vendedores de energía eléctrica en el mercado diario presentarán al operador
del mercado ofertas de venta de energía eléctrica por cada una de las unidades de venta
de que sean titulares y para los periodos de programación de un mismo horizonte diario
de programación en el mercado diario.
Los titulares de las unidades de producción a que se refiere la letra a) previa estarán
obligados a presentar ofertas de venta de energía eléctrica al operador del mercado por
cada una de dichas unidades de producción de que sean titulares para todos y cada uno
de los periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación, hasta el
límite de su capacidad de producción, salvo en los supuestos previstos en el artículo 25
de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y cuando no se hayan acogido a sistemas de
contratación bilateral que por sus características queden excluidos del sistema de
ofertas.
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Los comercializadores a los que se refiere la letra b) previa, podrán participar como
vendedores según su autorización ministerial.
Los comercializadores a los que se refiere la letra c) previa, podrán presentar ofertas
de venta de energía eléctrica por la energía adquirida en dichos contratos para los
periodos de programación del horizonte diario correspondiente, o vender dicha energía a
sus consumidores mediante un contrato bilateral con su unidad de adquisición. Así
mismo, cada una de las instalaciones de producción comprendidas en el contrato de
adquisición y los titulares de cada una de ellas, deben ser comunicados al operador del
mercado en el proceso de asociación a la unidad de oferta de venta Las partes firmantes
del contrato de adquisición estarán obligadas a aportar al operador del mercado toda
aquella documentación requerida por este último a efectos de la correcta identificación
de tales instalaciones de producción.
Los comercializadores y consumidores directos a los que se refiere la letra d) previa,
no podrán presentar oferta de venta de energía hasta la publicación de la orden del
Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a la que se refiere el
Los agentes representantes a los que se refiere la letra e) previa, podrán presentar
ofertas de venta de energía eléctrica para aquellos periodos de programación de un
mismo horizonte diario de programación que consideren oportunos, o comunicar la
ejecución de un contrato bilateral.
Los titulares de unidades a los que se refieren las letras a) a c) previas, que estén
autorizados a notificar el uso de derechos de capacidad, o ejecutar contratos bilaterales
firmes previos al mercado diario, podrán operar para la ejecución de los contratos
asociados a dichos procesos con una unidad de programación genérica, en el sistema
eléctrico portugués y/o español según corresponda.
En cada hora en la que el saldo neto de la unidad de programación genérica sea
comprador en los bilaterales y notificaciones de uso de capacidad previos al mercado
diario en los que participa dicha unidad de programación genérica, dicho saldo será el
máximo que puede vender en el mercado diario la unidad de oferta genérica de venta.
Los titulares correspondientes a las letras a) a c) previas, que pueden vender energía
con la unidad de oferta genérica de venta, deberán participar con ofertas de venta de
dicha unidad por dicho saldo comprador, exceptuado el volumen de energía
comprometida por esa unidad en contratos bilaterales que no sean previos al mercado
diario.
Los agentes podrán solicitar al operador del mercado la presentación en su nombre
de una oferta con un solo bloque al precio que el agente indique, de las unidades de
oferta genéricas de venta por dicho saldo. El agente podrá cambiar en cualquier
momento el precio de su oferta, aplicando este nuevo precio en la siguiente presentación
de dichas ofertas por parte del operador de mercado en nombre del agente. La oferta
será creada para cada sesión del mercado diario, en el momento de recibirse y
publicarse en el sistema del operador del mercado la información de contratos bilaterales
firmes previos al mercado diario. Si en el momento de recibirse dicha información de los
contratos bilaterales firmes previos al mercado diario ya ha sido presentada por el agente
una oferta de la unidad de oferta genérica de venta, para la sesión del mercado diario, no
se creará la oferta en su nombre. Una vez creada la oferta en nombre del agente, y
hasta el cierre de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, el agente podrá
gestionar su oferta como cualquier otra, pudiendo anularla o presentar otra oferta válida
de la unidad de oferta genérica de venta, que sustituirá a la última presentada, incluida la
presentada en su nombre.
5.2 Mercados intradiarios.
Podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica en los mercados intradiarios
todos los agentes del mercado.
Los agentes titulares de unidades de oferta genérica de venta que por un error en la
gestión de dichas unidades no tuvieran un programa nulo en el Programa Base de
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Funcionamiento, deberán participar en los mercados intradiarios para disminuir su
programa hasta obtener un programa final nulo.
Regla 6.ª Compradores
6.1 Mercado diario.
Son compradores en el mercado diario:
a) Los comercializadores y consumidores directos en mercado que estén
autorizados a comprar. Igualmente son compradores las instalaciones de producción de
energía eléctrica que estén autorizadas a comprar y estén inscritas en el registro
correspondiente.
b) Los comercializadores podrán presentar ofertas de compra de energía eléctrica.
c) Los comercializadores que compren en sistemas eléctricos de países que no
sean de la Unión Europea podrán participar como compradores según su autorización
ministerial.
d) Los agentes productores, comercializadores u otros, que actúen como agente
representante de los anteriormente citados.
Los titulares de unidades que están autorizados a notificar el uso de derechos de
capacidad, o ejecutar contratos bilaterales firmes previos al mercado diario, podrán
operar para la ejecución de los contratos asociados a dichos procesos con una unidad
de programación genérica, en el sistema eléctrico portugués y/o español según
corresponda.
En cada hora en la que el saldo neto de la unidad de programación genérica sea
vendedor en los bilaterales y notificaciones de uso de capacidad previos al mercado
diario en los que participa dicha unidad de programación genérica, dicho saldo será el
máximo que puede comprar en el mercado diario la unidad de oferta genérica de
compra.
Los titulares que pueden comprar energía con la unidad de oferta genérica de
compra, deberán participar con ofertas de compra de dicha unidad por dicho saldo
vendedor, exceptuado el volumen de energía comprometida por esa unidad en contratos
bilaterales que no sean previos al mercado diario.
Los agentes podrán solicitar al operador del mercado la presentación en su nombre
de una oferta simple, indicando el precio al que se realizará dicha oferta, de la unidad de
oferta genérica de compra, por dicho saldo. El agente podrá cambiar en cualquier
momento el precio de su oferta, aplicando este nuevo precio en la siguiente presentación
de dichas ofertas por parte del operador de mercado en nombre del agente. La oferta
será creada para cada sesión del mercado diario al precio indicado, en el momento de
recibirse y publicarse en el sistema del operador del mercado la información de contratos
bilaterales firmes precios al mercado diario. Si en el momento de recibirse dicha
información de los contratos bilaterales firmes previos al mercado diario ya ha sido
presentada por el agente una oferta de la unidad de oferta genérica de compra, para la
sesión del mercado diario, no se creará la oferta en su nombre. Una vez creada la oferta
en nombre del agente, y hasta el cierre de recepción de ofertas a la sesión del mercado
diario, el agente podrá gestionar su oferta como cualquier otra, pudiendo anularla o
presentar otra oferta válida de la unidad de oferta genérica de compra, que sustituirá a la
última presentada, incluida la presentada en su nombre.
6.2 Mercados intradiarios.
Podrán presentar ofertas de adquisición de energía eléctrica en los mercados
intradiarios todos los agentes del mercado.
Los agentes titulares de las unidades de oferta genérica de compra que por un error
en la gestión de dichas unidades no tuvieran un programa nulo en el Programa Diario
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Base de Funcionamiento (PDBF), deberán participar en los mercados intradiarios para
disminuir su programa hasta obtener un programa final nulo.
Regla 7.ª Condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados
diario e intradiarios de producción de energía eléctrica
1. La participación de los vendedores y compradores en los mercados diario e
intradiario de producción de energía eléctrica exige su adhesión a las presentes Reglas y
el cumplimiento de los demás requisitos establecidos en las mismas y en la normativa en
vigor.
2. Los compradores y vendedores que deseen actuar en los mercados diario e
intradiario de producción de energía eléctrica deberán solicitarlo ante OMI, Polo Español
S.A.(OMIE).
3. El solicitante deberá presentar los siguientes documentos:
– Documento acreditativo, con la necesaria fehaciencia, de las facultades del
firmante de la solicitud y, en su día, del firmante del contrato de adhesión.
– Número de Identificación Fiscal (NIF) de la entidad presentadora de la solicitud.
– Aquella documentación requerida por el operador del mercado para posibilitar la
actuación y participación efectiva del solicitante en dicho mercado, entre otra y a meros
efectos indicativos, personas de contacto con las diferentes direcciones del operador del
mercado, datos de unidades de venta, de adquisición y de unidades físicas, datos de
liquidación y facturación, ficha de medios técnicos y de comunicación, indicando las
características del sistema informático del futuro agente para acceder al Sistema de
Información del Operador del Mercado.
– Cualquier otra documentación exigible conforme a la normativa aplicable,
especialmente la relativa a las autorizaciones administrativas e inscripciones en los
registros que sean necesarias.
El operador del mercado establecerá un procedimiento electrónico para la
cumplimentación de la documentación requerida.
A los efectos de facilitar la aportación de la mencionada documentación por el
solicitante, el operador del mercado publicará en su página web un documento
electrónico titulado «Guía de Acceso al Mercado» donde se incluirán los modelos a
aportar y la documentación a presentar.
4. En caso de actuaciones a través de la figura del representante, dicho
representante deberá acreditar su condición mediante la presentación del
correspondiente poder notarial donde deberá especificar si el representante actúa por
cuenta ajena y en nombre del representado o si actúa por cuenta ajena y en nombre
propio.
En caso de la utilización de la figura del representante, su ámbito de actuación
comprenderá la representación de todas las actividades y actuaciones en los mercados
del representado, sin que pueda admitirse la actuación en los mercados de más de un
representante por representado o la actuación de un representado y su representante
simultáneamente.
Los representantes que actúen por cuenta ajena y en nombre propio deberán
adherirse a las presentes reglas y adquirir la condición de agente del mercado.
En el caso de representantes que actúen por cuenta ajena y en nombre del
representado, será este último el que deberá adherirse a las presentes Reglas y adquirir
la condición de agente del mercado. El representante podrá elegir entre adquirir tal
condición o no.
Además de lo anterior, se estará a lo dispuesto en la normativa de aplicación en lo
relativo a las limitaciones que afecten a la representación.
Los titulares de instalaciones pertenecientes a fuentes de energía renovable (excepto
las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta
eficiencia y residuos que sean representados por un representante en nombre propio se
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entenderán adheridos a las presentes reglas a través de la adhesión de dicho
representante.
Los titulares de instalaciones de producción con fuentes de energía que no sea
renovable que no forman parte de una unidad de gestión hidráulica, cogeneración de alta
eficiencia o residuos, podrán acceder al mercado por medio de un representante común.
Estos representantes comunes no podrán agrupar en ningún caso unidades de
producción.
Una persona física o jurídica no podrá ostentar la condición de representante común
(con facultades ordinarias) de un agente del mercado cuando exista conflicto de interés o
se ponga en riesgo o perjudique la libre competencia del mercado. En particular no se
podrán llevar a cabo las siguientes actuaciones:
– Un mismo representante común no podrá actuar por cuenta de dos o más
operadores dominantes en el sector eléctrico.
– Un mismo representante común no podrá actuar por cuenta de dos o más
operadores principales en sector eléctrico.
– Un representante común que sea operador dominante solo podrá representar
instalaciones de producción de las que posea una participación directa o indirecta
superior al 50 por ciento de su capital.
– Un representante común que sea operador principal solo podrá representar
instalaciones de producción de las que posea una participación directa o indirecta
superior al 50 por ciento de su capital. Esta restricción no será de aplicación a las
instalaciones de producción de electricidad a partir de fuentes de energía renovables que
no formen parte de una unidad de gestión hidráulica, ni a la cogeneración de alta
eficiencia, ni a los residuos.
de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y
económicas del autoconsumo de energía eléctrica, a la gestión y venta de energía
procedente de las instalaciones de producción próxima a las de consumo y asociadas a
las mismas en los casos de suministro con autoconsumo con excedentes realizado con
tecnologías de generación renovable, no les serán de aplicación las limitaciones
El titular de una instalación de producción a partir de fuentes de energía renovable
que no formen parte de una unidad de gestión hidráulica, cogeneración de alta eficiencia
o residuos, podrá participar en el mercado, directa o indirectamente, mediante un agente
representante. Este representante es cualificado porque podrá presentar las ofertas por
el conjunto de instalaciones de este tipo a las que representa, agrupadas en una o varias
unidades de venta.
Conforme a la normativa de general aplicación se procederá a dar cuenta a las
autoridades regulatorias o de competencia de aquellas conductas que, en materia de
representación, ya sea común o cualificada como agente representante, pudieran
suponer una práctica restrictiva de la competencia, un abuso de posición dominante o
cualquier otra posible conducta contraria a la libre competencia.
5. Presentada la solicitud de adhesión, el operador del mercado podrá comprobar
que el solicitante dispone de los medios técnicos necesarios para realizar las actividades
que le correspondan por su participación en el mercado y que cumple las condiciones de
presentación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica a las que se refieren las
presentes reglas. En particular, es condición necesaria para la suscripción del Contrato
de Adhesión que el solicitante esté conectado por medio de la red de comunicaciones al
Sistema de Información del Operador del Mercado y disponga de los medios
homologados a que se refieren estas reglas para realizar las comunicaciones
electrónicas que exija su participación en los mercados diario e intradiario de producción
de energía eléctrica. El operador del mercado podrá establecer, a los efectos de lo
establecido en esta regla, un sistema de pruebas que deberá superar el solicitante.
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La habilitación en los medios de comunicación electrónica del operador del mercado
se conferirá con carácter personal e intransferible a la persona física determinada que
actúe en nombre del agente.
Nadie podrá ser habilitado simultáneamente para actuar en nombre de más de un
agente en los susodichos medios.
Se exceptúa de lo previsto en el párrafo anterior la actuación en nombre de varios
agentes cuando dichos agentes sean entidades que formen parte de un mismo de grupo
de sociedades, definido este conforme a lo establecido en el artículo 42.1 del Código de
Comercio. A estos efectos deberá presentarse al operador del mercado certificación del
órgano competente de las sociedades o del auditor de cuentas en la que se haga constar
dicha circunstancia.
Se exceptúan igualmente de la limitación de habilitación simultánea los supuestos en
los que las disposiciones vigentes sobre el sector eléctrico prevén la intervención de una
entidad como representante de otras entidades siempre dentro de los límites en que
dicha representación está autorizada.
El operador del mercado no estará obligado a hacer pública la información a la que
acceda la persona habilitada que actúe en nombre de varios agentes por el mero hecho
de acceder dicha persona a la información correspondiente a los varios agentes en cuyo
nombre actúa.
6. Realizadas las actuaciones y comprobaciones establecidas en los apartados
anteriores, el solicitante suscribirá el Contrato de Adhesión a las reglas de
funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.
7. La adquisición de la condición de agente del mercado diario de producción se
producirá cuando se haya constatado por el operador del mercado el cumplimiento de
todos y cada uno de los requisitos previstos en el artículo 7.1 del Real
Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.
Regla 8.ª Prestación de garantías
Suscrito el Contrato de Adhesión, el agente del mercado deberá prestar ante el
operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones
económicas que se puedan derivar de su actuación como participante en el mercado, en
los términos establecidos en el Contrato de Adhesión y en estas reglas. La falta de
garantías suficientes para avalar una oferta deudora en los términos establecidos
impedirá la aceptación de esa oferta del agente. El régimen de la garantía será el
establecido en estas reglas.
En este sentido, la falta de aportación de garantías por los titulares de unidades de
adquisición nacionales para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan
derivar de la liquidación del régimen económico de energías renovables, regulado en el
régimen económico de energías renovables, impedirá la participación de estas unidades
en los diferentes mercados de energía eléctrica.
El operador del mercado podrá requerir a los agentes titulares de unidades
asociadas a instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables o a
sus representantes en nombre propio la formalización de garantías para cubrir
eventuales situaciones de riesgo, pudiendo limitar o suspender la participación de estas
unidades de oferta en el mercado si dichos requerimientos no fueran satisfechos.
Regla 9.ª Comunicaciones de las altas y bajas de unidades de oferta de agentes del
mercado
9.1 Comunicación al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico
y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
El operador de mercado comunicará al Ministerio para la Transición Ecológica y el
Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia las altas y
bajas de todas las unidades de oferta de los agentes de dicho mercado en un plazo que
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no podrá exceder de quince días hábiles desde la entrada en vigor de tales altas y bajas.
En este mismo plazo el operador de mercado hará constar dichas altas y bajas en su
web pública indicando específicamente estos supuestos.
Se considerará que una entidad ha adquirido la condición de agente del mercado
cuando se haya constatado por el operador del mercado el cumplimiento de todos y cada
uno de los requisitos previstos en el artículo 7.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de
diciembre.
Se considerará que un agente ha causado baja en el mercado cuando se haya
constatado por el operador del mercado el incumplimiento de alguno de los requisitos
previstos en el artículo 7.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.
9.2 Comunicaciones de las altas como agentes del mercado.
A efectos de comunicaciones se consideran interesados en el alta de unidades de
oferta de un agente del mercado todos los agentes del mercado.
El operador del mercado publicará en su web pública una lista completa de los
agentes del mercado. Igualmente publicará la lista completa de las unidades de oferta de
todos los agentes del mercado con indicación de si dicha unidad de oferta está de alta o
ha causado baja en el mercado.
9.3 Comunicación de las bajas de representación.
El operador del mercado comunicará el hecho de una baja sobrevenida de un agente
representante tan pronto sea conocido, tanto a la Comisión Nacional de los Mercados y
la Competencia como al comercializador de referencia correspondiente, a efectos de que
comience a ejercer su función de representación de las instalaciones de producción
afectadas. Si el titular de las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía
renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica),
cogeneración de alta eficiencia y residuos representadas no hubiese comunicado los
comercializadores de referencia que deben actuar como representante de sus
instalaciones en caso de baja del representante de dicho titular, el operador del mercado
comunicará la baja de representación a todos los comercializadores de referencia del
sistema eléctrico en el que están dadas de alta las unidades de oferta de representación
de sus instalaciones.
Regla 10.ª Suspensión de participación de unidades de oferta de un agente del
mercado
10.1 Suspensión de participación de unidades de oferta por parte del operador del
sistema.
En caso de comunicación de la suspensión de unidades de programación de un
sujeto del sistema eléctrico, por parte de los operadores del sistema, el operador del
mercado procederá a suspender la actuación de las correspondientes unidades de oferta
en el mercado a partir de las sesiones del mercado posteriores a dicha comunicación.
10.2 Suspensión de participación de unidades de oferta por parte del operador del
mercado.
El operador del mercado procederá a suspender aquellas unidades de oferta de
adquisición nacionales que no hayan satisfecho los requerimientos de garantías para
cubrir el posible déficit en las liquidaciones del régimen económico de energías
renovables según lo establecido en la Regla «Régimen de determinación del importe de
las garantías y método de su constitución».
Asimismo, el operador del mercado podrá limitar o suspender la participación en el
mercado de aquellas unidades asociadas a instalaciones adscritas al régimen económico
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de energías renovables regulado en el régimen económico de energías renovables ante
eventuales situaciones de insuficiencia de garantías.
La suspensión de unidades por parte del operador de mercado se comunicará al
operador del sistema español, que procederá a suspender inmediatamente la actuación
de las unidades de programación correspondientes a dichas unidades de oferta.
CAPÍTULO TERCERO
Ofertas
Regla 11.ª Características generales de las ofertas
Las ofertas de compra o venta de energía eléctrica deben ser presentadas por los
agentes o por su representante al operador del mercado por cada unidad de venta o
adquisición de las que sean titulares y para cada periodo de programación de un mismo
horizonte de programación.
Los precios de las ofertas de venta y adquisición para el mercado diario y los
mercados intradiarios de subasta y mercado continuo, deberán estar comprendidos
dentro de los límites de precio máximos y mínimos establecidos en el anexo 2 para cada
mercado.
Dichas ofertas pueden ser simples o complejas (con condiciones) en razón de su
contenido.
Las ofertas simples deben contener un precio y una cantidad de energía, sin incluir
ninguna condición compleja que deba ser tenida en cuenta en la casación.
Las ofertas complejas, además de cumplir con los requisitos exigidos para las ofertas
simples, incorporan una, varias o la totalidad de las condiciones complejas que deben
ser consideradas en el proceso de casación.
Regla 12.ª Alta de las unidades de venta o de adquisición en el sistema de información
del operador del mercado
El operador del mercado dará de alta las unidades de oferta de venta o adquisición
en el Sistema de Información del Operador del Mercado, con los datos que el agente
titular de dicha unidad haya registrado en el registro correspondiente, con los datos de
las autorizaciones administrativas, y con los aportados por el agente titular de la unidad.
Los datos del Sistema de Información del Operador del Mercado serán:
– Código de la unidad de oferta de venta o adquisición (definido por el operador del
mercado).
– Descripción de la unidad de venta o adquisición.
– Tipo de la unidad de venta o adquisición.
– Código del sistema eléctrico en el que opera la unidad.
– Código interno del sistema eléctrico español.
– Energía horaria máxima a efectos de validación, en MWh con un máximo de un
decimal (de cada una de las unidades físicas de que se compone en el caso de las
unidades de venta).
– Gradiente máximo de subida y bajada, MW/h con un máximo de un decimal, para
las unidades de venta.
– Porcentaje de propiedad del titular o titulares en dicha unidad.
Cuando la unidad de oferta de venta sea de representación de instalaciones de
producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables (excepto las
que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y
residuos, cada titular de dichas instalaciones asociadas a la unidad de oferta, o su
representante en su nombre, deberá comunicar en el proceso de asociación de la
instalación a la unidad de oferta el comercializador de referencia que vaya a actuar como
representante en caso de suspensión de la representación comunicada.
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Las instalaciones de energía renovables (excepto las que formen parte de una
unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos podrán tener
desde el primer día del mes siguiente al acta de puesta en servicio un representante
diferente del comercializador de referencia que les corresponda. Las instalaciones que
no dispongan de acta de puesta en servicio, para tener un representante diferente del
comercializador de referencia que les corresponda, deberán presentar la inscripción
previa en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
Para los representantes de instalaciones de energía renovables (excepto las que
formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y
residuos, existe la posibilidad de agrupar ofertas de sus representados, de modo que
exista la posibilidad de una posición final neta de todos los representados frente al
mercado.
Cuando las instalaciones de producción de energía eléctrica se declaren como parte
de un contrato de adquisición con un comercializador, corresponderá al comercializador
comunicar al operador del mercado el titular de cada una de dichas instalaciones
asociadas a la unidad de oferta de venta. Sin perjuicio de lo anterior, las partes firmantes
del contrato de adquisición estarán obligadas a aportar al operador del mercado toda
aquella documentación requerida por este último a efectos de la correcta identificación
de tales instalaciones de producción.
El código del sistema eléctrico indica, en el caso de España y Portugal, el sistema
eléctrico en el que se produce la venta o adquisición de energía. En el caso de ser
unidades externas al sistema ibérico, formado por los sistemas eléctricos de España y
Portugal, indica la interconexión a través de la que se realiza la transacción, pudiendo
ser de importación o exportación, y corresponden a las interconexiones con los sistemas
de Francia, Andorra y Marruecos. Cada agente autorizado podrá definir una única unidad
para la importación o exportación a través de cada una de las fronteras citadas.
Para las interconexiones entre sistemas eléctricos con subastas coordinadas de
capacidad, con entrega física, la unidad de importación y exportación se denominará
unidad con derechos previos, existiendo una única unidad para la importación y una
única unidad para la exportación, para cada agente autorizado. Las unidades de
importación y exportación asignadas con derechos previos de capacidad no podrán
presentar ofertas
Existen dos zonas de oferta, correspondientes a las zonas portuguesa y española.
Cada una de estas zonas de oferta tendrá su propio precio. Las unidades de oferta que
operan a través del sistema eléctrico con Andorra y Marruecos pertenecen a la zona de
oferta española.
Se darán de alta dos unidades de oferta genérica, en el sistema eléctrico portugués
y/o español según corresponda, una de venta y otra de adquisición, asociadas a la
misma unidad de programación genérica, para la negociación en el mercado diario de los
saldos de energía previos al mercado diario, correspondientes a la notificación del uso
de derechos de capacidad, y contratos bilaterales firmes previos al mercado diario. Las
unidades de oferta genéricas no podrán presentar ofertas en el mercado intradiario
continuo.
El código interno del sistema eléctrico español identifica las unidades de oferta de
compra o de venta, para la compra o venta de energía en el sistema eléctrico peninsular
o a través de la conexión con el sistema eléctrico balear.
Las unidades de oferta de compra o de venta de energía del sistema eléctrico
peninsular español, solamente podrán tener asociadas unidades de programación del
sistema eléctrico peninsular español, y las unidades de venta o adquisición a través de la
conexión con el sistema eléctrico balear solamente podrán tener asociadas unidades de
programación para la compra o venta a través de la conexión con el sistema eléctrico
balear.
Cada unidad de oferta, sea de venta o de compra, corresponderá con una unidad de
programación. Una unidad de programación no podrá estar asociada a más de una
unidad de oferta.
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Una unidad de oferta de un representante en nombre propio y por cuenta de terceros
podrá incluir energía de varios representados. Una unidad de oferta de un representante
en nombre y por cuenta de terceros solamente podrá incluir energía de un representado.
Una unidad de oferta deberá contener exclusivamente unidades que desarrollen un
solo tipo de actividad (productores de energía eléctrica, comercializadores o
consumidores directos en mercado).
La energía horaria máxima declarada de las unidades por el agente estará limitada al
valor máximo del registro correspondiente, o a la autorización ministerial correspondiente
en su caso.
La energía máxima de una unidad de venta o adquisición es la suma de la energía
máxima declarada por el agente de cada una de las unidades físicas que componen
dicha unidad de venta o adquisición.
La energía máxima de las unidades físicas estará limitada a la potencia bruta
máxima inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía
eléctrica. Para las instalaciones de producción que utilicen la cogeneración u otras
formas de producción de electricidad a partir de energías residuales la potencia máxima
de las unidades físicas estará limitada a la potencia bruta máxima inscrita en el registro
administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica multiplicada por un
coeficiente de 1,2.
Durante la realización de las pruebas oficiales de certificación de nueva potencia, el
agente podrá solicitar un valor de energía máxima superior al inscrito en el registro en
dicha instalación, para la realización de las pruebas. El valor de energía máxima será de
aplicación a todos los periodos de programación de los días naturales durante los que se
realicen dichas pruebas.
El alta de una unidad de programación en el operador del sistema será coordinada
con el alta de la unidad de oferta del agente en el operador del mercado, de acuerdo con
los procedimientos habituales de coordinación entre operadores. Para un agente del
mercado no podrá existir una unidad de oferta sin unidad de programación, ni una unidad
de programación sin unidad de oferta.
Los titulares de unidades de adquisición nacionales que no sean agentes del
mercado deberán darse de alta como tales ante el operador del mercado a partir de la
entrada en vigor de la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el
primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías
renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025.
Si una unidad de oferta dada de alta en el sistema, es dada de baja para una fecha
por el agente titular de dicha unidad, o esta queda con una potencia máxima nula por no
tener asociada ninguna unidad física por solicitud de cambios de asociación, quedarán
anuladas todas las ofertas presentadas para las sesiones del mercado diario a partir de
la fecha para la que se ha solicitado la baja o la unidad ha quedado con potencia máxima
nula. Igualmente quedará retirada la oferta por defecto aplicando dicha retirada para el
primer día para el que la unidad está de baja o tiene una potencia máxima nula.
Para participar en los distintos mercados, cada instalación acogida al régimen
económico de energías renovables deberá constituirse como una unidad de oferta, no
pudiendo asociarse otras instalaciones en esa unidad de oferta.
Este requerimiento se mantendrá mientras la instalación se encuentre adscrita al
régimen económico de energías renovables o una vez finalizado este, si el titular de la
instalación pudiera ser objeto de alguna de las penalizaciones establecidas en la Orden
TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de subasta
para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el
calendario indicativo para el periodo 2020-2025 o mientras estas estuvieran pendiente de
pago.
régimen económico de energías renovables, las unidades de oferta cuyas instalaciones
estén acogidas al régimen económico de energías renovables no podrán declarar
contratos bilaterales físicos con dichas instalaciones.
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Unidades porfolio o cartera de negociación:
Los agentes podrán optar por participar en el mercado intradiario continuo a través
de unidades de oferta o de unidades porfolio. En ambos casos, la unidad estará
asociada a un sistema eléctrico específico (España o Portugal).
Cada agente del mercado podrá disponer, previa solicitud, de una única pareja de
unidades porfolio (compra/venta) por cada tipo de actividad y por cada sistema eléctrico
donde el agente tenga dos o más unidades de oferta de alta en el sistema del Operador
de Mercado.
Por defecto, todas las unidades ofertantes del agente que estén dadas de alta en el
sistema de información del mercado y que compartan actividad y sistema eléctrico con la
pareja de unidades porfolio, se encontraran asociadas al porfolio para poder recibir
energía en el proceso de desagregación. Una unidad de oferta únicamente puede estar
asociada a una pareja de unidades porfolio.
Los agentes tendrán la posibilidad, para cada pareja de unidades porfolio, de excluir
de la asociación las unidades ofertantes en las que no deseen desagregar energía. Una
unidad excluida de un porfolio, estará excluida tanto de la unidad porfolio de compra
como de la unidad porfolio de venta. Los agentes podrán volver a incluir unidades que
fueron excluidas.
El límite máximo de exclusión de unidades ofertantes será tal que nunca haya menos
de dos unidades ofertantes en las que pueda desagregar la pareja de unidades porfolio.
Las unidades porfolio de la actividad de generación deberán contener dos o más
unidades de oferta de actividad de generación, y las unidades porfolio de las distintas
actividades de adquisición deberán contener dos o más unidades de oferta de
adquisición de la misma actividad, teniendo en cuenta que las siguientes unidades de
oferta no podrán estar asociadas a una unidad porfolio:
– Las unidades de representación en nombre y por cuenta ajena.
– Las unidades de importación y exportación con derechos previos.
– Las unidades genéricas
– Las unidades de comercialización de referencia
– Las unidades pertenecientes al sistema eléctrico español zona balear.
Las unidades porfolio únicamente podrán participar en el mercado intradiario
continuo, no estando habilitadas para su participación en las subastas.
Para aquellos agentes que, por razones de la adecuada asignación de los impuestos,
OMIE necesite disponer de las transacciones realizadas a nivel de unidad de oferta, el
agente deberá actuar en el mercado continuo a través de dichas unidades de oferta (p.e.
consumidores directos en mercado con derecho a reducción en el impuesto de
electricidad).
Regla 13.ª Tiempo de presentación de las ofertas
1. En el mercado diario, las ofertas deberán recibirse en los servidores de
información del operador del mercado antes del cierre del periodo de aceptación de
ofertas. Los horarios de las operaciones en los mercados diario e intradiarios de
producción de energía eléctrica correspondiente al mercado diario se describen en las
reglas finales.
2. Para el mercado intradiario de subastas, el operador del mercado determinará el
momento de apertura y de cierre del periodo de presentación y aceptación de ofertas y lo
comunicará a los agentes. Las ofertas deberán recibirse en los servidores de información
del operador del mercado antes del cierre del periodo de aceptación de ofertas. Los
horarios de las operaciones en los mercados diario e intradiario de producción de
energía eléctrica correspondiente a los mercados intradiarios se describen en las reglas
finales y anexos.
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3. La hora de recepción será la que indique el Sistema de Información del Operador
del Mercado en el momento de la recepción.
4. Para el mercado intradiario continuo, las ofertas serán presentadas, para los
contratos en negociación, en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado y
enviadas a la Plataforma de Contratación Continua Europea, quien verificará su tiempo
de recepción con relación del periodo de presentación y aceptación de ofertas.
Regla 14.ª Lugar de presentación de las ofertas
Las ofertas deberán presentarse en los servidores de información del operador del
mercado por el medio electrónico que este habilite al efecto.
Los medios electrónicos disponibles para la recepción de ofertas desde la entrada en
vigor de estas reglas serán alguno o algunos de los siguientes:
– Acceso a través de Internet.
– Acceso a través de líneas dedicadas, para aquellos agentes que lo soliciten.
El agente es responsable de la contratación, alquiler, mantenimiento y continuidad
del correcto funcionamiento de los medios de comunicación que decida utilizar para
acceder al Sistema de Información del Operador del Mercado, no siendo responsable el
operador del mercado de cualquier deficiencia ajena a sus propios sistemas de
información. En particular la utilización de los agentes de sistemas automáticos de
conexión deberá ser supervisada por los mismos, no pudiendo atribuirse al operador del
mercado responsabilidades que le son ajenas.
El ordenador PC compatible deberá estar conectado con el Sistema de Información
del Operador del Mercado.
Si el agente decide conectarse a través de Internet puede utilizar cualquier medio de
comunicación para conectarse a un proveedor de Internet (ISP).
Si el agente decide instalar líneas dedicadas, deberá ponerse en contacto con el
operador del mercado para los detalles técnicos de instalación y configuración.
El operador del mercado podrá actualizar los medios de comunicación de su sistema
informático para incorporar los avances tecnológicos que se puedan producir.
El operador del mercado mantendrá informados a los agentes de las modificaciones
que incorpore en su sistema informático en cada momento.
El operador del mercado podrá introducir restricciones a la interacción con el Sistema
de Información del Operador del Mercado a través de aplicaciones informáticas,
pudiendo imponer límites generales al número de peticiones que las aplicaciones
utilizadas por los agentes de mercado puedan realizar al Sistema de Información del
Operador del Mercado en un periodo de tiempo, con la intención de prevenir situaciones
que puedan poner en riesgo el correcto funcionamiento del mercado. Adicionalmente, el
operador de mercado podrá restringir el acceso a aquellas aplicaciones utilizadas por un
determinado agente de mercado que pongan en riesgo el correcto funcionamiento del
Sistema de Información del Operador del Mercado, lo cual se comunicará al agente, a
través de la información de contacto declarada por el agente en el Sistema de
Información del Operador del Mercado.
Los vendedores o compradores realizarán la comunicación de sus ofertas de compra
o venta de energía eléctrica al operador del mercado asumiendo los costes y la
responsabilidad de la contratación y el mantenimiento del servicio de los medios de
comunicación que el agente estime necesarios para el envío de las ofertas de compra o
venta.
El operador del mercado informará a los vendedores o compradores del resultado de
las verificaciones de sus ofertas y del resultado del proceso de casación de las mismas
mediante la puesta a disposición en los servidores de información del Sistema de
Información del Operador del Mercado. A dicha información se podrá acceder en la
forma indicada anteriormente.
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Regla 15.ª Verificación de las ofertas
Sin perjuicio de las verificaciones específicas para los mercados diario e intradiario,
que figuran en las reglas reguladoras de dichas materias, las ofertas de compra o venta
presentadas por los agentes serán verificadas por el operador del mercado, como
condición previa a su posible aceptación, de acuerdo con la presente regla.
La verificación de las ofertas por parte del operador del mercado no modifica la
responsabilidad del agente por las ofertas indebidas que pueda haber presentado.
15.1 Verificación del estado de la sesión para la presentación de ofertas.
El operador del mercado verificará en el momento de recepción de la oferta en su
sistema informático, conforme a la hora de recepción disponible en dicho sistema
informático, que esta hora de recepción es anterior al momento de finalización del
periodo de aceptación de ofertas y posterior a la apertura de la sesión en el caso del
mercado intradiario de subastas y abierta la negociación para los contratos programados
en el mercado intradiario continuo.
En el caso de presentación de ofertas por fichero a sesiones de subastas, si este ha
comenzado a recibirse en el Sistema de Información de Operador del Mercado antes de
la hora límite de recepción de ofertas y el formato del fichero es correcto, se realizará el
proceso de validación de todas las ofertas incluidas en dicho fichero considerando a
efectos de control de la hora límite de presentación de ofertas la hora de inicio de
recepción del fichero, insertándose cada oferta con el resultado de la validación con la
fecha y hora de finalización de la validación en el sistema de información del operador
del mercado.
En el caso de presentación de ofertas al mercado intradiario continuo el momento
considerado para la verificación será el que establezca la Plataforma de Contratación
Continua Europea.
15.2 Verificación del agente.
El operador del mercado verificará:
– Que el agente está dado de alta en el Sistema de Información del Operador del
Mercado y que no ha sido suspendido como sujeto del sistema eléctrico por el operador
del sistema correspondiente.
– Que el agente está habilitado para presentar ofertas para la unidad de venta o
adquisición en el momento de presentación de la misma y para el periodo de
programación para el que se presenta la oferta o comunicación de ejecución del contrato
bilateral.
– Que el agente dispone de las garantías suficientes para la presentación de la
oferta de acuerdo con las condiciones de verificación del cumplimiento de garantías. Si
se trata de una unidad de venta de titularidad compartida, se verificará que cada uno de
los agentes propietarios disponen de las garantías suficientes para la presentación de la
oferta en el importe que corresponda en cada caso.
15.3 Verificación de la unidad de oferta.
El operador del mercado comprobará en el momento de la presentación de la oferta
de venta o compra, que las instalaciones que integran la unidad de venta, por la que se
presenta dicha oferta están dadas de alta en el Sistema de Información del Operador del
Mercado.
Asimismo, comprobará que la unidad de oferta no ha sido suspendida.
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Regla 16.ª Confirmación de las ofertas
El operador del mercado informará a los agentes de los siguientes extremos:
– Confirmación automática de la recepción de la oferta de energía eléctrica por los
procedimientos que se establecen en estas reglas.
– Verificación en los términos establecidos en estas reglas de la oferta de energía
eléctrica y comunicación del resultado de la verificación.
– Aceptación de la oferta de energía eléctrica, si el resultado de la verificación a que
se refiere el apartado anterior es positivo e inclusión de dicha oferta en el proceso de
casación en caso de superar las verificaciones previas a la realización del proceso de
casación.
– Inclusión o no en el resultado de la casación y en su caso, las razones de su
exclusión en los términos establecidos en las presentes reglas cuando así lo solicite.
La validación realizada por el sistema del operador de mercado será firme, incluso en
el caso de desconexión del sistema del agente antes de la recepción de la respuesta a
dicha validación.
Regla 17.ª Firmeza de las ofertas
Las ofertas de compra o venta de energía, válidas y no sustituidas o anuladas
presentadas por los vendedores o compradores al operador del mercado para cada una
de las unidades de venta o de adquisición de las que sean titulares, devendrán firmes en
el momento de finalización del periodo de aceptación de ofertas.
CAPÍTULO CUARTO
Información y confidencialidad
Regla 18.ª Confidencialidad y publicidad de la información
1. Los agentes se obligan a mantener confidenciales los datos relativos a la forma
de acceso al Sistema Informático del Operador del Mercado, a custodiar las claves de
acceso informático, y a comunicar a dicho operador del mercado cualquier incidencia
relativa a la seguridad de la información.
2. El operador del mercado y los operadores del sistema se obligan a mantener la
confidencialidad de la información que el vendedor y el comprador haya puesto a
disposición de los mismos en la oferta económica de compra o venta de energía, de
acuerdo con lo establecido en estas reglas.
3. La información correspondiente a los diferentes programas e informaciones
asociadas a las unidades de venta se considerarán confidenciales hasta la celebración
de la sesión del mercado diario correspondiente a los periodos de programación
de noventa días posteriores a los periodos de programación de dichos programas.
4. La información correspondiente a la liquidación de los mercados diario e
intradiario de producción de energía eléctrica de un agente se considerará confidencial
para el resto de los agentes.
5. Los agentes sólo tendrán acceso a la información de otros agentes si esta está
de forma agregada.
6. Un agente del mercado podrá solicitar al operador del mercado la consulta de la
información desagregada de cualquier agente en caso de reclamación relativa a una
liquidación que le afecta.
Regla 19.ª Publicación de información a los agentes para su operación en el mercado
El operador del mercado proporciona a los agentes del mercado toda la información
necesaria para la realización de los procesos del mercado a través del Sistema de
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Información del Operador del Mercado y en la Plataforma de Negociación del Operador
del Mercado. Para acceder a este sistema es necesaria la utilización de certificados de
acceso proporcionados por el propio operador del mercado. En función del agente al que
pertenece la persona que accede al sistema y los permisos de acceso de que dispone, el
sistema proporciona la información accesible, respetando siempre los criterios de
confidencialidad.
El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado la
información necesaria mediante los métodos y formatos establecidos en la versión
vigente del documento «Modelo de ficheros para el intercambio de información entre OM
y AM», en lo relativo a los ficheros intercambiados entre ambos, y publicado por el
operador del mercado. La información publicada se puede clasificar en los siguientes
conjuntos:
19.1 Información del mercado diario.
– Fichero de ofertas.
– Previsiones de demanda.
– Capacidades de intercambio en las interconexiones. Capacidades máximas y
capacidades disponibles para el acoplamiento de mercados.
– Capacidades asignadas en interconexiones con asignación de capacidad.
– Indisponibilidades de las unidades.
– Garantías disponibles.
– Ficheros de consulta de resultados del mercado diario:
Precios marginales del programa diario resultante de la casación del mercado diario.
Programa Diario Base de Casación (PDBC).
Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
19.2 Información de los mercados intradiarios.
Subastas Intradiarias:
– Programa Diario Viable definitivo (PDVD).
– Fichero de ofertas.
– Previsiones de demanda.
– Capacidades máximas de intercambio en las interconexiones.
– Indisponibilidades de las unidades.
– Limitaciones a las unidades de oferta.
– Garantías disponibles.
– Ficheros de consulta de resultados de los mercados intradiarios de subastas:
Precios marginales del programa resultante de la casación del mercado intradiario de
subastas.
Programa Intradiario Base de Casación Incremental y Acumulado (PIBCI y PIBCA).
Programa Horario Final (PHF).
Horas anuladas por el operador del mercado o por los operadores del sistema.
Mercado intradiario continuo:
– Capacidades máximas de intercambio en las interconexiones.
– Limitaciones unitarias a las unidades de oferta
– Indisponibilidades de las unidades de oferta
– Garantías disponibles
– Ficheros de consulta de resultados del mercado intradiario continuo:
Precios de referencia, volúmenes negociados, así como aquella información de
carácter público que se considere relevante del mercado intradiario continuo.
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Programa Intradiario Base de Casación Incremental Continuo y Acumulado Continuo
(PIBCIC y PIBCAC).
Programa Horario Final Continuos (PHFC).
Horas anuladas por el operador del mercado o por los operadores del sistema.
19.3 Información de las liquidaciones.
– Ficheros de liquidación: datos comunes.
– Fichero de anotaciones horarias.
Mercado correspondiente.
Unidad de venta, adquisición.
Cantidad.
Precio unitario.
Derecho de cobro o/y obligación de pago correspondiente.
Total de derechos de cobro u obligaciones de pago acumulados por mercado.
– Fichero de liquidación diaria.
– Pagos y cobros finales totales.
– Garantías de pago.
– Garantías formalizadas.
– Balance de las garantías para las próximas sesiones.
– Estado de la liquidación.
– Calendario de liquidación y facturación.
– Facturas y notas de abono o cargo.
– Información relativa a la facturación e impuestos.
– Coste final de la energía y los componentes del precio final en agregado y para
cada tipo de consumidor.
– Información relativa a la liquidación del régimen económico de energías
renovables.
Regla 20.ª Publicación periódica de información de carácter público
El operador del mercado proporciona al público en general información no
confidencial a través de la web pública. El conjunto de ficheros e información
proporcionada por el operador se describe en el documento «Información pública
proporcionada por el Operador del Mercado» disponible en el propio servidor web.
Para publicar la información de carácter público, el operador del mercado aplicará los
siguientes criterios de confidencialidad:
20.1 Curvas agregadas de oferta y demanda y comercio internacional e
intracomunitario.
Después de la casación de cada sesión de los mercados diario e intradiario de
subastas, el operador del mercado publicará para el mercado ibérico:
– Precios horarios y energía total negociada horaria del mercado diario.
– Curvas agregadas de ofertas y demandas realizadas, ofertas que participan en la
formación de precios y ofertas incluidas en el programa resultante de la casación, con
indicación de precios y cantidades de cada tramo de energía ofertada. Una vez las
ofertas realizadas al mercado son públicas en aplicación de las presentes reglas (a
los noventa días), se procederá a añadir a las curvas la indicación de las unidades
asociadas a cada tramo.
– Ocupación de cada una de las interconexiones internacionales por hora (incluido lo
casado en el mercado diario más la asignación máxima de lo ejecutado en contratos
bilaterales internacionales) con indicación de:
• Capacidad comercial máxima de importación y exportación por cada interconexión.
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• Capacidad ocupada en cada sentido e interconexión.
• Capacidad libre en cada sentido e interconexión.
Después del cierre de negociación, para cada uno de los contratos programados en
el mercado intradiario continuo, se publicarán los precios de referencia, volúmenes
negociados, así como aquella información de carácter público que se considere
relevante del mercado intradiario continuo para cada uno de dichos contratos.
20.2 Información sobre agregados del mercado.
El operador del mercado deberá establecer las magnitudes, parámetros y variables
de carácter agregado que por ser significativos deben ser objeto de publicación. En todo
caso deberá ser objeto de publicación, una vez los resultados de los mercados son
definitivos, la producción por tecnologías y la demanda por categorías de agentes.
20.3 Cuotas.
Con posterioridad a la celebración de la sesión del mercado diario que se celebra el
día primero de cada mes (m), el operador del mercado publicará las cuotas de
contratación en energía en los diferentes mercados y procesos, de todos los agentes,
correspondientes al mes (m-2).
20.4 Publicación de la información del mercado por la pérdida del carácter de
confidencial.
Con posterioridad a la celebración de la sesión del mercado diario el operador del
mercado hará pública toda la información correspondiente a la sesión celebrada noventa
días antes, derivada de la presentación de las ofertas y de la casación y, en especial del
contenido íntegro de las ofertas presentadas por los agentes en todas las sesiones del
mercado.
Regla 21.ª Comunicación periódica sobre los resultados del mercado a las
administraciones competentes y al Comité de Agentes del Mercado
Sin perjuicio de otras informaciones relevantes del mercado que, conforme a las
disposiciones vigentes, deban ser transmitidas al Ministerio para la Transición Ecológica
y el Reto Demográfico y a otras administraciones competentes, el operador del mercado
colaborará con los organismos reguladores que corresponda, con el Comité de Agentes
del Mercado y en su caso con la Comisión Europea en la transparencia del mercado y de
sus resultados.
Con la finalidad anterior el operador del mercado podrá elaborar informes de
seguimiento basados en parámetros que faciliten el mejor seguimiento, observación y
comprobación de los datos del mercado de electricidad. En relación con este informe el
operador del mercado aplicará los criterios de confidencialidad que correspondan.
Regla 22.ª Información al público
Toda la información que el operador del mercado proporcione a un agente sobre otro
u otros agentes en cumplimiento de estas reglas, y que no venga motivada por la
existencia de una reclamación, deberá ser proporcionada al público en general, excepto
la información facilitada a varios agentes en cumplimiento de disposiciones legales que
así lo requieran.
Para suministrar información al público en general el operador del mercado hará uso
de su web pública.
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CAPÍTULO QUINTO
Comité de Agentes del Mercado
Regla 23.ª Objeto del Comité de Agentes
El Comité de Agentes del Mercado se configura como un órgano que tiene por objeto
el seguimiento del funcionamiento de la gestión de los mercados diario e intradiarios de
producción de energía eléctrica y la propuesta de medidas que puedan redundar en un
mejor funcionamiento de dichos mercados.
Regla 24.ª Composición del Comité de Agentes
El Comité de Agentes del Mercado estará formado por:
– Agentes del Mercado (un representante por agente de mercado)
– Representantes de asociaciones de los agentes del mercado (un representante
por asociación)
– Dos representantes del «OMI-Polo Español, SA (OMIE)»
– Un representante de cada uno de los Operadores del Sistema, español y
portugués, sin derecho a voto.
– Un representante de cada uno de los organismos encargados de la regulación de
la energía en el mercado ibérico, sin derecho a voto.
Todo aquel agente o asociación interesado en ser miembro del Comité de Agentes
del Mercado presentará la correspondiente solicitud a través del formulario que se
encontrará disponible a estos efectos en la página web pública del operador del
mercado.
El cargo de miembro del Comité de Agentes del Mercado no será remunerado.
Podrán presentar solicitud todas aquellas entidades que tengan la condición de
agente del mercado, así como aquellas asociaciones que cumplan los siguientes
requisitos:
– Incluir entre sus funciones aquellas relacionadas con las actividades incluidas en el
artículo 6 de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico.
– Contar entre sus miembros con al menos tres agentes del mercado.
En la solicitud de incorporación se indicarán los datos de la persona titular (y un
suplente en caso de no asistencia del titular) de la entidad (agente o asociación). El
titular y el suplente serán representantes de la entidad hasta que no se reciba
notificación por parte de esta última comunicando el cambio de representante.
Las solicitudes de alta se validarán por el operador del mercado.
Regla 25.ª Órganos del Comité de Agentes del Mercado
Los órganos del Comité de Agentes del Mercado son el pleno, el presidente y el
secretario.
El pleno:
El pleno se reunirá en sesión ordinaria una vez cada dos meses y, en sesión
extraordinaria, cuando así lo soliciten el operador del mercado o al menos el 5 % de los
miembros del Comité de Agentes, que deberán expresar en la solicitud los asuntos a
tratar en la reunión y los motivos por lo que lo solicitan.
La convocatoria se realizará por correo electrónico que se remitirá a los miembros
titulares con un mínimo de 72 horas de antelación, salvo urgencia debidamente
justificada. La convocatoria será realizada por el presidente y se acompañará el orden
del día, en el que se harán constar los asuntos a tratar en la sesión correspondiente.
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Deberá incluirse en el orden del día de la sesión cualquier asunto cuando así sea
solicitado por al menos el 5 % de los miembros del Comité de Agentes con 48 horas de
antelación y los motivos por los que lo solicitan.
Las reuniones serán preferiblemente telemáticas y los debates se desarrollarán bajo
la dirección del presidente o de quien le sustituya.
Los acuerdos quedarán válidamente adoptados por el voto favorable de la mitad más
uno de los miembros del Comité presentes en la correspondiente reunión.
La delegación deberá efectuarse para cada reunión por el vocal titular o en su
defecto por su suplente y no surtirá efectos si concurre cualquiera de ellos.
Los acuerdos adoptados en las reuniones se consignarán en las actas que extenderá
el secretario con el Visto Bueno del presidente. Cualquier miembro que desee dejar
constancia de posiciones particulares podrá hacerlo comunicándoselo al secretario
formalmente y por escrito en los tres días siguientes a la sesión.
El presidente:
– El presidente del Comité de Agentes del Mercado presidirá las reuniones del
pleno, dirigirá los debates y acordará la convocatoria de las reuniones ordinarias y el
contenido del orden del día.
– El presidente del Comité será designado, mediante sorteo entre las asociaciones
miembros del Comité. Aquella asociación que resulte designada para presidir no
participará en los sucesivos sorteos durante cuatro años desde su designación.
– La presidencia será ejercida por periodos de seis meses. El presidente cesará en
su cargo por renuncia, expiración del plazo de ejercicio del cargo o pérdida de la
condición de miembro del Comité.
– La asociación que asuma la presidencia designará a la persona física que
ostentará su representación a estos efectos, así como otra persona como suplente para
los casos de ausencia del titular.
– El cargo de presidente del Comité de Agentes del Mercado no será remunerado.
El secretario:
– Corresponde al secretario extender las actas de las reuniones que se celebren,
consignando en las mismas los acuerdos que se alcancen y expedir certificaciones de
los acuerdos del Comité de Agentes.
– Las funciones del cargo de secretario serán desempeñadas permanentemente por
el operador del mercado.
Regla 26.ª Confidencialidad y publicación de la información
Todos los miembros del Comité de Agentes del Mercado estarán sometidos a las
correspondientes obligaciones de confidencialidad respecto a las deliberaciones que
tengan lugar en sus reuniones.
La información de la actividad del Comité de Agentes del Mercado estará disponible
para todos sus miembros. Dicha información será publicada en la web del operador del
mercado, pudiéndose acceder a la misma a través de la correspondiente acreditación
que será proporcionada por el operador del mercado.
CAPÍTULO SEXTO
Mercado diario
Regla 27.ª Objeto y conceptos básicos
El mercado diario como parte integrante del mercado mayorista de electricidad, tiene
por objeto llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica para el día siguiente
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mediante la presentación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica por parte de
los agentes del mercado.
Estas ofertas se presentarán al operador del mercado, y serán incluidas en un
procedimiento de casación teniendo efectos para el horizonte diario, correspondiente al
día siguiente al de la sesión.
El mercado diario se estructurará en una sola sesión para cada horizonte diario. Los
periodos de programación serán horarios, y el horizonte diario se compone de 24
periodos de programación consecutivos de la Hora Europea Central (CET), o 23, o 25,
en los días de cambio de hora oficial.
Regla 28.ª Ofertas al mercado diario
28.1 Objeto y contenido de las ofertas de compra y venta.
Las ofertas de venta pueden ser simples o complejas, en razón de su contenido. Las
ofertas de compra únicamente podrán ser simples sin incorporar condiciones complejas.
Únicamente se podrá presentar una oferta de compra o venta para un mismo
horizonte diario y una misma unidad de venta o adquisición, excepto en lo indicado en la
Regla de «Entrega física de la energía negociada a plazo».
28.1.1 Ofertas simples.
A los efectos de lo establecido en las reglas son ofertas simples las ofertas de
compra o venta de energía que los vendedores o compradores presenten para cada
periodo de programación, y unidad de venta o adquisición, de la que sean responsables
con expresión de un precio y de una cantidad de energía, pudiendo existir para cada
periodo de programación dentro de un mismo horizonte diario hasta un máximo de 25
tramos, con un precio diferente para cada uno de dichos tramos, siendo este creciente
para las ofertas de venta, o decreciente para las ofertas de compra. Las ofertas simples
no incluyen ninguna condición adicional que deba ser tenida en cuenta en el proceso de
casación.
Para las unidades de venta correspondientes a unidades de producción para las que
exista más de un propietario a efectos de liquidación, junto con la oferta de venta del
agente que la representa, se recibirá la cantidad de energía asociada a cada uno de los
propietarios que va a estar comprometida en contratos bilaterales, para su consideración
en la liquidación de las energías del programa resultante del mercado diario.
28.1.2 Ofertas complejas.
A los efectos de lo establecido en las reglas son ofertas complejas aquellas ofertas
de venta de energía que, cumpliendo con los requisitos exigidos para las ofertas simples,
incorporan todas, algunas o alguna de las condiciones que se relacionan a continuación.
Estas condiciones las incorporará el operador del mercado en la casación en los
términos establecidos en la regla en la que se describe el algoritmo de casación.
Son condiciones que pueden incorporar las ofertas complejas, las siguientes:
28.1.2.1 Condición de ingresos mínimos.
Los vendedores pueden incluir como condición en las ofertas de venta de energía
que presenten por cada unidad de venta que dicha oferta sólo se entiende presentada a
los efectos de la casación si obtiene unos ingresos mínimos para el conjunto de periodos
de programación, salvo en lo establecido en la regla de tratamiento de la condición
compleja de ingresos mínimos. Los ingresos mínimos requeridos se expresarán como
una cantidad fija, declarada en euros, sin decimales y, como una cantidad variable
declarada en euros por MWh, pudiéndose incluir dos cifras decimales.
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La condición de ingresos mínimos no podrá ser tal que el ingreso solicitado supere
en más de un 100 % al ingreso resultante de la aceptación completa de la oferta al precio
ofertado.
No se permitirán valores negativos de precio en el término fijo ni en el término
variable en la condición de ingresos mínimos.
28.1.2.2 Condición de parada programada.
Es la condición que los vendedores pueden incluir en la oferta de venta de energía
que presenten por cada unidad de venta, para el caso de que estas ofertas no resulten
casadas por aplicación de la condición de ingresos mínimos, de modo que puedan ser
consideradas como ofertas simples en el primer tramo, desde el primer periodo de
programación hasta como máximo el tercer periodo de programación del horizonte diario.
La energía ofertada que incorpore la condición de parada programada deberá ser
decreciente durante los periodos de programación para los que se declara la condición.
28.1.2.3 Condición de variación de capacidad de producción o gradiente de carga.
La condición de variación de capacidad de producción consiste en establecer para
cada unidad de venta una diferencia máxima de variación de energía al alza o a la baja
de la misma, entre dos periodos de programación consecutivos. Esta condición se
expresará en MW/min, con un solo decimal, y el resultado de su aplicación estará, en
todo caso, limitado por la capacidad máxima disponible horaria de producción de dicha
unidad de venta.
28.2 Formato para la presentación de ofertas de compra o venta.
Los vendedores y compradores habrán de incluir, en las ofertas de compra y venta
de energía que presenten al operador del mercado por cada unidad de venta o
adquisición, las siguientes informaciones:
a) Código de la unidad de venta o adquisición.
b) Descripción de la oferta. Campo alfanumérico que no utiliza el algoritmo.
c) Clase de oferta, que deberá ser necesariamente oferta de compra o venta.
d) Fecha del horizonte diario. Es aquella para la que se presenta la oferta. Estará
en blanco en caso de ser una oferta por defecto.
e) Oferta por defecto. Los datos válidos que se pueden incluir en la oferta son:
SÍ, indica que la oferta es por defecto y el agente la mantiene vigente para todos los
horizontes diarios, a partir del momento de recepción de la misma por el operador del
mercado. En este caso la fecha del horizonte diario no se utiliza.
NO, indica que la oferta no es por defecto y que sólo es válida para la fecha del
horizonte diario indicada.
f) Condición de ingreso mínimo para las unidades de venta, que se expresará por
medio de los dos valores siguientes:
– Término fijo (TF) para un mismo horizonte diario, fijado en euros, sin que puedan
incluirse decimales.
– Término variable (TV), que permanecerá constante para un mismo horizonte
diario, fijado en euros por MWh, pudiéndose incluir dos cifras decimales.
No se permitirán valores negativos de precio en el término fijo ni en el término
variable en la condición de ingresos mínimos y en el caso de ser igual a cero, indicará
que la oferta no incorpora esta condición. En el caso de ofertas de compra ambos
valores deberán ser cero.
g) Condición de gradiente, para las unidades de venta, que expresará el gradiente
máximo de variación de carga de la unidad de venta a subir y bajar expresados en
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MW/min con un máximo de una cifra decimal. En el caso de ser igual a «cero» significa
que la oferta no incorpora esta condición. En el caso de ofertas de compra ambos
valores deberán ser cero.
h) Por cada uno, de los hasta veinticinco (25) tramos en que puede dividirse una
oferta de compra o venta y cada uno de los periodos de programación, se darán los
siguientes datos:
h.1) Periodo de programación al que corresponde la oferta.
h.2) Volumen de energía ofertada en el tramo por la unidad de venta o adquisición,
para cada periodo de programación expresada en MWh, con un máximo de un decimal.
h.3) Precio al que se oferta el tramo expresado en euros por MWh, con un máximo
de dos decimales.
h.4) Indicación, para el caso de ofertas de venta, en los tres primeros periodos del
periodo de programación, de si la oferta de venta del primer tramo de energía
corresponde o no a una condición de parada programada, para los tres primeros
periodos del horizonte diario.
Adicionalmente el agente podrá comunicar la energía asociada a cada uno de los
propietarios que va a estar comprometida en contratos bilaterales para el caso de ofertas
de venta, de unidades de venta que tienen más de un propietario, para su consideración
en la liquidación del mercado diario. Dicha información será enviada por el responsable
de presentación de ofertas de cada central compartida, así como los códigos de los
contratos bilaterales correspondientes. El operador del mercado en la recepción de dicha
información realizará las siguientes validaciones:
– El código de la comunicación de información existe.
– La unidad de oferta existe.
– El agente que envía la información es el agente responsable de su envío.
En caso de no superar las validaciones anteriores será rechazada toda la
información enviada relativa a la unidad de oferta con el correspondiente mensaje de
aviso.
28.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades,
capacidades comerciales de las interconexiones internacionales, información sobre la
asignación de los derechos de capacidad y sobre los contratos bilaterales
internacionales y contratos bilaterales nacionales.
28.3.1 Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades.
La información sobre indisponibilidades enviada por los operadores del sistema al
Sistema de Información del Operador del Mercado se realizará a través de este y
contendrá siempre para cada sistema todas las indisponibilidades que el operador del
sistema correspondiente tiene confirmadas de cualquiera de las unidades físicas de
unidades de producción y unidades de adquisición, en el momento de su envío. Las
indisponibilidades se enviarán por unidad física. En consecuencia, el operador del
mercado considerará que todas las unidades no incluidas en la última información
recibida del operador del sistema correspondiente están disponibles.
La información sobre indisponibilidades se incorporará en el Sistema de Información
del Operador del Mercado en el momento de recepción en el Sistema de Información del
Operador del Mercado, siendo la hora límite de incorporación a efectos de su
consideración en el proceso de casación la hora de cierre de la sesión del mercado
diario.
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28.3.2 Definición e incorporación de la información sobre capacidades comerciales
de las interconexiones internacionales.
Los operadores del sistema español y portugués remitirán al operador del mercado
las capacidades máximas previstas de importación y exportación en cada una de las
interconexiones internacionales de sus respectivos sistemas eléctricos con desglose
horario, de acuerdo con la hora límite establecida en la metodología que desarrolla el
artículo 69 del Reglamento (UE) 2015/1222 previstos para cada periodo de
programación del día siguiente, agregado por frontera y para cada sentido de flujo de
potencia activa.
Los operadores del sistema español y portugués remitirán al operador del mercado
las capacidades disponibles de importación y exportación en cada una de las
interconexiones internacionales de sus respectivos sistemas eléctricos para el proceso
de casación del mercado diario con desglose horario. El operador del mercado
considerará que todas las interconexiones y sentido de flujo no incluidos en la última
información recibida de los operadores del sistema tendrá valor cero.
La información sobre capacidades disponibles para el proceso de casación del
mercado diario se incorporará en el Sistema de Información del Operador del Mercado,
en el momento de recepción en el Sistema de Información del Operador del Mercado,
siendo la hora límite de incorporación a efectos de su consideración en el proceso de
casación en el mercado diario, la hora límite establecida en la regla de secuencia de
operaciones en el mercado diario.
Antes de la hora límite establecida para el envío de la información de capacidades al
sistema de casación común, el operador del mercado analizará la información recibida
de capacidad disponible para la casación del mercado diario para la interconexión entre
España y Portugal al haberse recibido información para dicha interconexión de ambos
operadores del sistema ibérico.
El operador del mercado para la interconexión entre el sistema español y portugués
procederá de la siguiente forma:
Si ha recibido las capacidades de importación y exportación de ambos operadores
del sistema y estas coinciden, remitirá al sistema de casación antes de la hora límite
establecida los valores de capacidad recibidos.
Si no ha recibido los valores de ambos operadores del sistema para la interconexión
entre España y Portugal, o no son coincidentes, procederá según los siguientes casos:
Caso 1: En caso de no haberse recibido las capacidades disponibles para el
mercado diario de ninguno de los operadores del sistema antes de la hora establecida en
la Regla de «Secuencia de operaciones del mercado diario», el operador del mercado
solicitará el envío de las capacidades a ambos operadores del sistema antes de
transcurridos treinta minutos desde la citada hora límite de envío de capacidades:
– Si después de transcurridos los treinta minutos no se han recibido las capacidades
de ninguno de los operadores del sistema, el operador del mercado remitirá al sistema
de casación un valor de capacidad disponible para la casación del mercado diario nula
para importación y exportación en la frontera entre España y Portugal para todas las
horas del mercado diario.
– Si después de transcurridos los treinta minutos solamente se han recibido
capacidades de un operador del sistema, el operador del mercado confirmará antes de
transcurridos veinte minutos adicionales con el operador del sistema que no ha remitido
las capacidades los valores recibidos por el método acordado entre ambos. Si los
valores de las capacidades son confirmados, el operador del mercado remitirá al sistema
de casación las capacidades recibidas. Si los valores no son confirmados, requerirá al
operador del sistema que ha enviado las capacidades que envíe de nuevo los valores de
capacidad. Una vez transcurridos veinte minutos adicionales el operador del mercado
enviará al sistema de casación los últimos valores de capacidad recibidos.
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– Si después de transcurridos los treinta minutos se han recibido capacidades de
ambos operadores del sistema, se procederá según se indica en el caso 3.
Caso 2: En caso de no haberse recibido las capacidades disponibles para el
mercado diario de uno de los operadores del sistema antes de la hora establecida en la
Regla de «Secuencia de operaciones del mercado diario», el operador del mercado
comprobará si se han recibido en la fecha en la que se hace la comprobación valores
para los periodos de programación del mercado diario de capacidades máximas de
importación y exportación, a las que se refiere el primer párrafo de la presente regla,
remitido por el operador del sistema que no ha remitido las capacidades disponibles para
el mercado diario. Si se han remitido las citadas capacidades y coinciden con los valores
remitidos por el operador del sistema que sí ha enviado los valores de capacidad
disponible para el mercado diario, el operador del mercado enviará los valores de
capacidad disponible para el mercado diario recibidos. Si no se han recibido capacidades
para los periodos de programación del mercado diario en la fecha en la que se hace la
comprobación o éstos no coinciden con los valores de capacidad para el mercado diario,
el operador del mercado solicitará al operador del sistema que no ha enviado las
capacidades disponibles para el mercado diario a que las envíe siguiendo el proceso
descrito en el caso 1.
Caso 3: En caso de haberse recibido las capacidades disponibles para el mercado
diario de ambos operadores del sistema antes de la hora establecida en la Regla de
«Secuencia de operaciones del mercado diario», o antes de transcurridos los veinte
minutos adicionales establecidos en el caso 2, pero no ser estas coincidentes, el
operador del mercado solicitará el envío de las capacidades a ambos operadores del
sistema antes de transcurridos treinta minutos desde la citada hora límite de envío de
capacidades, o veinte minutos si se ha dado la situación descrita en el caso 2. Si las
nuevas capacidades recibidas coindicen se remitirán los valores recibidos. Si una vez
transcurrido el tiempo adicional no coinciden el operador del mercado remitirá los valores
de capacidades enviados por el operador del sistema portugués.
Los valores remitidos de las capacidades en las interconexiones con el sistema
francés y con el sistema marroquí serán los valores del último fichero válido de
capacidades disponible para el mercado diario remitido por el operador del sistema
español.
El operador del mercado considerará en el proceso de acoplamiento de mercados
entre España y Francia un valor de la capacidad máxima disponible de exportación, y en
su caso de importación, igual a cero si el operador del mercado del sistema eléctrico
francés, o entidad habilitada por este en el proceso de liquidaciones, no cumple alguna
de las obligaciones económicas que el operador del mercado le exija en relación con la
liquidación de la energía intercambiada entre el sistema eléctrico español y francés
resultante de dicho proceso.
28.3.3 Definición e incorporación de la información sobre la asignación de los
derechos de capacidad y sobre los contratos bilaterales internacionales.
El operador del sistema español pondrá a disposición del operador del mercado las
notificaciones de uso de derechos de capacidad por cada unidad de venta o adquisición
correspondiente a las asignaciones confirmadas, a efectos de su consideración en la
validación de las ofertas presentadas al mercado diario, con posterioridad a la recepción
de dicha asignación, y para su consideración en la validación previa al proceso de
casación y dentro del mismo.
Como sistema de respaldo, cuando no pueda existir acoplamiento entre el mercado
ibérico y el acoplamiento único diario, los operadores del sistema español y francés
podrán realizar la subasta diaria de respaldo (o «Shadow Auction» en lengua inglesa),
enviando el resultado de la misma al operador del mercado para su consideración en la
validación de las ofertas del Mercado Diario.
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La incorporación del resultado de dicha subasta diaria de respaldo se realizará, en el
horario acordado entre operador del mercado y el operador del sistema español
mediante una transacción entre la unidad de derechos de capacidad y la unidad genérica
en la zona de oferta española.
En ambos casos, los agentes que hayan solicitado al operador del mercado la
presentación en su nombre de una oferta con un solo bloque al precio que el agente
indique, de las unidades de oferta genéricas, serán actualizadas por operador del
mercado, la próxima vez que se realice por parte del operador del mercado la
presentación de ofertas en nombre del agente.
Los operadores del sistema pondrán a disposición del operador del mercado las
notificaciones de uso de derechos de capacidad por cada unidad de venta o adquisición
correspondiente a las asignaciones confirmadas previas al mercado diario en la
interconexión con el sistema eléctrico portugués, a efectos de su consideración en la
validación de las ofertas presentadas al mercado diario, con posterioridad a la recepción
de dicha asignación, y para su consideración en la validación previa al proceso de
casación y dentro del mismo.
Los contratos bilaterales internacionales de la frontera hispano-portuguesa serán
enviados al operador de mercado por los operadores del sistema una vez acordados
entre ambos operadores. Los contratos bilaterales internacionales de las fronteras del
sistema ibérico serán enviados por el operador del sistema español al operador del
mercado.
Los operadores del sistema, una vez acordados entre ellos para la frontera hispano-
portuguesa, pondrán a disposición del operador del mercado, antes del cierre del periodo
de recepción de ofertas del mercado diario, la información de los contratos bilaterales
internacionales recibidos de los agentes, a efectos de su consideración en la validación
de las ofertas presentadas al mercado diario, con posterioridad a la recepción de dicha
comunicación, y para su consideración en la validación previa al proceso de casación y
dentro del mismo.
Los operadores del sistema pondrán a disposición del operador del mercado las
asignaciones de derechos de capacidad por cada agente que no hayan realizado la
notificación de uso de derechos de capacidad en la interconexión con el sistema eléctrico
portugués.
28.3.4 Definición e incorporación de la información sobre los contratos bilaterales
nacionales.
El operador del mercado recibirá de los operadores del sistema correspondientes,
antes del cierre del periodo de recepción de ofertas del mercado diario, la información de
los contratos bilaterales nacionales recibidos de los agentes, a efectos de su
consideración en la validación de las ofertas presentadas al mercado diario.
28.4 Verificación de las ofertas.
Las ofertas de compra o venta presentadas por los agentes serán verificadas por el
operador del mercado, como condición previa a su posible aceptación. La verificación se
realizará en el momento de recepción de las ofertas y en el momento de cierre del
periodo de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, según se establece en
esta regla. Las validaciones de las ofertas se realizarán de acuerdo con lo siguiente:
28.4.1 Verificación del estado de la sesión.
El operador del mercado verificará en el momento de recepción de la oferta en su
sistema informático, conforme a la hora de recepción disponible en dicho sistema
informático, que esta hora de recepción es anterior al momento de finalización del
periodo de aceptación de ofertas. En el caso de presentación de ofertas por fichero, si
este ha comenzado a recibirse en el Sistema de Información de Operador del Mercado
antes de la hora límite de recepción de ofertas y el formato del fichero es correcto, se
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realizará el proceso de validación de todas las ofertas incluidas en dicho fichero
considerando a efectos de control de la hora límite de presentación de ofertas la hora de
inicio de recepción del fichero, insertándose cada oferta con el resultado de la validación
con la fecha y hora de finalización de la validación.
28.4.2 Verificación del agente.
El operador del mercado verificará:
– Que el agente está dado de alta en el Sistema de Información del Operador del
Mercado en la fecha en la que se presenta la oferta y no está suspendido por los
operadores del sistema como sujeto del sistema eléctrico.
– Que el agente está habilitado para presentar ofertas, de venta para la unidad de
venta, o compra para la unidad de adquisición, en el momento de presentación de la
misma, para los periodos de programación para los que se presenta la oferta. Serán
rechazadas todas las ofertas del agente que presente ofertas para unidades para las que
no esté habilitado en la fecha correspondiente.
28.4.3 Verificación del cumplimiento de garantías.
El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta, si esta
es para la siguiente sesión del mercado diario, que los agentes a los que se va a validar
la suficiencia de garantías de dicha oferta en el posterior proceso de casación,
dispondrán de garantías suficientes para satisfacer el pago máximo estimado de la
energía correspondiente a la oferta que presenta en el día en que dicha obligación de
pago sea exigible, de acuerdo con la mejor información disponible en el momento de la
inserción de la oferta.
La estimación del pago máximo de la oferta que presenta será la valoración de la
misma, y se establecerá por el operador del mercado sumando, en todas las horas, el
valor máximo en cada hora del producto de cada tramo de precio de la oferta, en valor
absoluto, por la suma de la energía ofertada a un precio, en valor absoluto, superior o
igual, considerando sólo los posibles tramos de precio negativo en las ofertas de venta y
los tramos de precio positivo en ofertas de compra. Asimismo, se considerarán los
impuestos y cuotas aplicables. Las ofertas de venta a precio positivo y las ofertas de
compra a precio negativo tendrán una valoración de cero.
La oferta será aceptada de forma provisional, aún en el caso de que no se disponga
de garantías, pero se informará al agente responsable de la oferta del resultado de esta
verificación.
28.4.4 Verificación de la unidad de venta o de adquisición.
El operador del mercado comprobará en el momento de la presentación de la oferta
que existen unidades físicas que integran la unidad de venta o adquisición, por la que se
presenta dicha oferta, que están dadas de alta en el Sistema de Información del
Operador del Mercado para la fecha para la que se presenta la oferta.
28.4.4.1 Verificaciones de la energía máxima a ofertar en un periodo de
programación.
Para una oferta de compra o venta presentada a una sesión, que no sea por defecto,
se validará que la energía ofertada en total para cada periodo de programación, más la
energía declarada para esa unidad en el conjunto de ejecuciones de contratos bilaterales
previos al mercado diario, incluidas las notificaciones de uso de derechos de capacidad,
que hayan sido comunicados por los operadores del sistema, para dicha sesión, no
supera ninguno de los siguientes valores:
– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.
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– Para las unidades que hayan declarado una indisponibilidad, la energía máxima
disponible considerando en el caso de que la oferta presentada sea para la siguiente
sesión del mercado diario las indisponibilidades vigentes, entendiendo por energía
máxima disponible la energía máxima una vez descontada la energía indisponible de sus
unidades físicas. En el caso de ser la oferta normal para una sesión posterior a la
siguiente sesión del mercado diario, la unidad de oferta se considerará disponible a los
efectos de la validación en el proceso verificación de ofertas en el momento de
presentación de la oferta. En la verificación en el proceso de preparación de ofertas al
mercado diario, se verificará de nuevo la validez de la oferta considerando la potencia
máxima disponible teniendo en cuenta las indisponibilidades vigentes en el momento de
cierre de la sesión tal como se detalla en el apartado de verificación de ofertas antes de
la casación.
En el caso de superar la energía ofertada el valor máximo en alguno de los periodos
de programación, la oferta será rechazada en su totalidad.
Si las ofertas enviadas son por defecto, se validará la energía ofertada en cada
periodo de programación contra la energía máxima en la base de datos del operador de
mercado declarada para esa unidad, siendo aceptada provisionalmente la oferta, a
expensas de la validación global de ofertas y ejecuciones de contratos bilaterales previos
al mercado diario antes de realizar la casación, en cuyo proceso, en caso de superar los
límites establecidos en la validación global será rechazada la oferta completa. Dado que
las ofertas por defecto aplican desde el mismo momento de su envío sin la condición de
comunicación de una fecha de oferta, se validará que la fecha de envío de la oferta por
defecto es posterior a las 00:00 horas del día para el cual la unidad de oferta
correspondiente ha sido dada de alta.
28.4.4.2 Verificación del contenido de la oferta.
a) Verificación para las ofertas de venta de que los tramos correspondientes a la
parada programada corresponden al primer tramo del primer periodo de programación y
como máximo hasta el tercer periodo de programación y que éstos sean decrecientes en
términos de energía ofertada en los periodos para los que se declara la condición de
parada programada.
b) Verificación para las ofertas de venta de que los precios de los diferentes tramos
de energía de una misma unidad de venta tienen precios crecientes respecto de la
energía ofertada.
c) Verificación para las ofertas de compra de que los precios de los diferentes
tramos de energía de una misma unidad de adquisición tienen precios decrecientes
respecto de la energía ofertada.
d) Verificación de que los precios de las energías expresados en las ofertas no son
superiores ni inferiores a los umbrales de notificación de precios indicados en el anexo 2.
En caso de ser superados los correspondientes umbrales, el operador del mercado
informará al agente en su respuesta a la inserción de dicha oferta, que la oferta supera
en alguna hora los umbrales de notificación de precios máximo o mínimo establecidos
para el mercado al que se está ofertando. Esta comprobación y respuesta tendrá
carácter informativo para el agente, y será emitida por el operador del mercado sin
perjuicio de cualquier otra validación o respuesta que pudiera realizarse sobre la misma
oferta.
e) Verificación de que los ingresos mínimos que el vendedor incorpore como
condición en la oferta de venta de energía para la unidad de venta, no son superiores en
un 100% al ingreso que supondría la oferta de venta simple completa de la unidad de
venta.
f) Verificación de que el gradiente de subida y bajada declarado en la oferta es igual
o inferior al correspondiente registrado en el sistema de información del Operador del
Mercado. En caso de no existir un valor máximo en el sistema de información se
entenderá que el gradiente no tiene un valor límite máximo.
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28.4.4.3 Verificación de las ofertas respecto a las ofertas provenientes del mercado
a plazo.
Las ofertas de los agentes para su participación en el mercado diario de producción
que no provengan de posiciones abiertas del mercado a plazo, en su inserción, no se
validarán contra las ofertas provenientes del mercado a plazo. El conjunto de las ofertas
se validará antes del proceso de casación.
28.5 Validaciones a la comunicación de la información de contratos bilaterales
remitidos por los operadores del sistema.
En el proceso de recepción de comunicaciones de contratos bilaterales, puestos a
disposición del operador del mercado por los operadores del sistema, se realizará el
siguiente proceso de validación.
Validaciones a las comunicaciones de contratos bilaterales presentadas al mercado
diario
La validación en la inserción de la comunicación de un contrato bilateral, se hará
para la energía de cada unidad declarada en el contrato, en cada periodo de
programación. Se validará en cada periodo de programación que la energía ejecutada
para cada unidad, no supera ninguno de los siguientes valores:
– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.
– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades vigentes.
En el caso de que se supere alguno de dichos valores, en alguno de los periodos de
programación, la aceptación del fichero requerirá la conformidad del operador del
sistema correspondiente.
Las unidades de programación de venta en un contrato bilateral serán unidades
genéricas o unidades de programación asociadas a unidades de oferta de venta. Las
unidades de programación de adquisición en un contrato bilateral serán unidades
genéricas o unidades de programación asociadas a unidades de oferta de adquisición.
La validación en la inserción de la comunicación de un contrato bilateral, se hará
para las unidades involucradas en la declaración del contrato bilateral:
– Los contratos bilaterales remitidos por los operadores del sistema solo podrán
incorporar unidades de programación cuya unidad de oferta correspondiente disponga
de los permisos necesarios para la declaración de contratos bilaterales de acuerdo a la
normativa vigente.
– Todas las unidades de programación de venta de un contrato bilateral estarán
situadas en un mismo sistema eléctrico y tendrá cada una un programa vendedor.
– Todas las unidades de programación de adquisición de un contrato bilateral
estarán situadas en un mismo sistema eléctrico y tendrá cada una un programa
comprador.
– Los contratos bilaterales remitidos por los operadores del sistema serán de
unidades de programación de sus respectivos sistemas eléctricos. El operador del
sistema eléctrico portugués remitirá contratos bilaterales de unidades de la zona de
Portugal y el operador del sistema eléctrico español remitirá contratos bilaterales de
unidades de la zona de España, Francia, Andorra y Marruecos.
28.6 Aceptación de las ofertas de compra y venta.
La última oferta de compra o venta válida de energía presentada por los agentes al
operador del mercado para cada una de las unidades de venta o adquisición de las que
sean titulares, devendrá firme en el momento de finalización del periodo de aceptación
de ofertas.
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28.7 Efectos de la inclusión de la oferta de compra y venta en el proceso de
casación.
Que el vendedor o comprador acepte los resultados de la casación en los términos
que se deriven de las reglas.
28.8 Presentación de ofertas de contratos bilaterales con entrega física.
Para el cumplimiento del apartado 3 del artículo 9 del Real Decreto 2019/1997, de 26
de diciembre, los vendedores que hayan suscrito contratos bilaterales con entrega física
de energía, deberán presentar ofertas de compra al mercado a su precio de oportunidad
con una unidad de adquisición del agente vendedor, por una cantidad horaria igual o
superior a la energía declarada en los contratos bilaterales con entrega física.
Los agentes vendedores que hayan suscrito contratos bilaterales con entrega física
de energía declarados con unidades de programación de sistema eléctricos externos al
sistema ibérico (unidades de programación de la zona de Francia, Andorra o Marruecos)
y unidades de programación de adquisición, declararán dichos contratos bilaterales con
sus unidades de programación de venta en dichos sistemas eléctricos, que no podrán
ser unidades genéricas.
Regla 29.ª Entrega física de la energía negociada a plazo
La energía negociada a plazo, cuya liquidación por entrega física sea solicitada por
su titular, podrá ser integrada en el mercado diario de producción, en especial la que
provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la
constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica.
29.1 Definición de Unidad de Contratación a Plazo (UCP).
Las unidades de contratación a plazo (UCP) son unidades de liquidación en el
mercado a plazo para posibilitar la liquidación por entrega física.
Las unidades de contratación a plazo tendrán las siguientes características:
a) Cada UCP pertenecerá únicamente a un agente de liquidación física del
mercado de contratación a plazo y a un agente de mercado diario.
b) Los agentes del mercado diario deberán comunicar al operador del mercado
diario la composición de cada UCP, detallando las unidades ofertantes que la componen
y por los medios establecidos al efecto.
c) Una UCP podrá contener cualquiera de las unidades de venta y/o unidades de
adquisición del mercado diario, excepto las unidades genéricas.
d) Cada unidad de venta o adquisición del mercado diario solo podrá estar incluida
en una UCP.
e) Las energías recibidas como posiciones abiertas correspondientes a una UCP
no podrán constituir una posición «antinatural». En tal caso será rechazada por el
operador del mercado diario.
Se considerará que existe posición «antinatural» cuando la energía de la posición
abierta de una UCP supere la suma de los máximos de las unidades de venta o la suma
de los máximos de las unidades de adquisición que agrupe, con su signo
correspondiente.
f) Las unidades de venta y/o de adquisición que agrupa cada UCP sólo podrán ser
unidades ofertantes que serán liquidadas en el mercado diario al precio de la energía en
España, o alternativamente, al precio en Portugal, no admitiéndose en la misma UCP
ambos tipos de unidades.
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29.2 Entrega de posiciones para su liquidación por entrega física del operador del
mercado a plazo.
29.2.1 Período de envío.
El operador del mercado a plazo y el operador del mercado diario establecerán con
una antelación mínima de seis meses el calendario de liquidación de posiciones a plazo,
en el cual se indicará el día de envío de la información de cada subyacente. Lo
anteriormente señalado se entiende sin perjuicio de que dicho calendario pueda ser
alterado, como consecuencia de modificaciones en la situación de los mercados o del
tipo de productos negociado en el mercado a Plazo.
Las posiciones abiertas serán enviadas por OMIP/OMIClear antes de la hora fijada
en el Sistema de Información del Operador del Mercado Diario que nunca distará menos
de dos días del de entrega del subyacente. Dentro de un día la hora límite para el envío
de las posiciones abiertas serán las 17:30 horas.
Las horas indicadas corresponden a la Hora Central Europea (CET).
29.2.2 Validaciones y respuesta.
El operador del mercado diario validará las posiciones a plazo abiertas, agente/UCP,
de acuerdo con los siguientes puntos:
a) El operador del mercado a plazo únicamente enviará las posiciones para entrega
física correspondientes a contratos a plazo registrados en dicho operador.
b) Posteriormente se comprobará que el agente y la UCP corresponden a agentes
y UCP existentes y vigentes en el momento de la comunicación y el periodo de entrega
física, y que la UCP corresponde al agente.
c) Finalmente se comprobará que las cantidades de entrega física correspondientes
están dentro de los límites de la UCP. En caso de no ser así se considerará que la
posición comunicada es antinatural, y será rechazada.
29.3 Efectos de reenvío de información. Anulación de desagregaciones de los
agentes previamente enviados.
El operador del mercado a plazo podrá realizar nuevos envíos de información
alterando la información de posiciones abiertas ya enviadas en el caso en que detecte
que se ha producido una violación de las reglas del mercado a plazo. La remisión de la
alteración de una posición previamente enviada por el operador del mercado a plazo
únicamente podrá ser realizada hasta el cierre del periodo de recepción de ofertas del
mercado diario. En dicho supuesto se anularán las desagregaciones correspondientes a
las posiciones alteradas que hayan realizado los agentes hasta ese momento.
29.4 Recepción de desagregaciones de las posiciones abiertas de los agentes.
Los agentes desagregarán las energías de cada UCP en las unidades ofertantes de
venta o adquisición asociadas a la misma, respetando las limitaciones establecidas en
las presentes reglas.
29.4.1 Período de envío.
Los agentes podrán enviar las desagregaciones de las energías de las UCP desde el
cierre del periodo de envío de las correspondientes posiciones abiertas por el operador
del mercado a plazo hasta el cierre del periodo de recepción de ofertas del mercado
diario.
El agente dispondrá de la opción de desagregación por defecto para aquellas UCP
que sólo contengan una unidad ofertante. Para aquellos agentes que utilicen esta
opción, las desagregaciones se calcularán automáticamente, de acuerdo a la regla
establecida, no siendo necesario su envío.
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29.4.2 Contenido.
Los agentes enviarán la información de las desagregaciones en valores horarios,
pudiendo realizar en un mismo envío las desagregaciones de todas sus unidades de
contratación a plazo.
Además, los agentes podrán realizar en un mismo envío las desagregaciones de las
energías de las unidades de contratación para diferentes días futuros, para aquellos días
que el operador del mercado diario disponga de la información de las posiciones abiertas
comunicadas por el operador del mercado a plazo.
29.4.3 Desagregaciones por defecto.
Las desagregaciones por defecto son aquellas que se calcularán automáticamente y
de acuerdo a los siguientes puntos:
a) Solo podrán ser utilizadas por aquellas UCP que sólo contengan una única
unidad ofertante.
b) En el caso en el que posteriormente desee incluir una nueva unidad ofertante en
esa misma UCP, deberá eliminar primeramente la opción de desagregación por defecto.
En caso contrario no se dará de alta la nueva relación UCP/unidad ofertante.
c) El agente mediante el Sistema de Información del Operador de Mercado podrá
elegir la opción de que se aplique la desagregación por defecto o no y su fecha de
vigencia.
d) El agente deberá comunicar un límite máximo en MWh por el que acepta que se
le realice la desagregación por defecto. En caso de que el valor de la posición abierta
enviada por OMIP/OMIClear sea superior a dicho límite, se desagregará únicamente
hasta el límite puesto por el agente.
e) El agente deberá comunicar el precio de la oferta de desagregación por defecto
al mercado diario que el operador del mercado realizará en su nombre.
f) El agente podrá actualizar el precio al que se realiza la oferta en su nombre. Una
vez la solicitud haya sido aprobada, este precio será tenido en cuenta para la próxima
generación de oferta en su nombre que se realizará en la próxima integración de las
posiciones abiertas.
g) Cada vez que se reciban las posiciones abiertas de OMIP/OMIClear se
procederá a desagregar automáticamente aquellas que hayan elegido la opción de
«desagregación por defecto».
h) Una vez comenzado el periodo de recepción de desagregaciones, el agente
podrá realizar actualizaciones o la anulación de dicha información, del mismo modo que
si se hubiera realizado una desagregación normal.
29.4.4 Validaciones en la recepción y respuesta.
El operador del mercado diario validará las desagregaciones de las posiciones
abiertas a plazo de acuerdo con los siguientes puntos:
a) En primer lugar, se comprobará que el agente que realiza el envío de
desagregaciones no está suspendido o excluido del mercado a plazo, según la
información recibida del operador del mercado a plazo, ni se encuentra suspendido ni
dado de baja en el mercado diario.
b) Posteriormente, se comprobará que las unidades UCP y unidades ofertantes de
venta o adquisición del mercado diario en que se desagregan las posiciones abiertas,
corresponden a unidades del agente, existentes y vigentes para la fecha que se está
desagregando.
c) Se comprobará que las unidades ofertantes están asociadas a la UCP para la
fecha que se está desagregando.
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d) Se comprobará que las energías desagregadas para cada unidad ofertante son
coherentes con la información de máximos y potencias disponibles de que dispone el
operador del mercado diario en el momento de la recepción de las desagregaciones.
e) Se verificará que la desagregación de la energía de la posición abierta de una
UCP para un periodo horario se realiza bien en unidades de venta, o en unidades de
adquisición, según sea la posición abierta de la UCP de venta o de adquisición.
En caso de no superarse las validaciones relativas al agente, será rechazada toda la
información de desagregaciones con el correspondiente mensaje de aviso.
En caso de no superarse las validaciones relativas a unidades ofertantes y unidades
UCP, será rechazada toda la información de desagregación de aquella UCP que no
cumpla las validaciones con el correspondiente mensaje de aviso.
29.4.5 Actualización de información.
La información de desagregaciones podrá ser sustituida mediante la comunicación
de una nueva información de desagregaciones para una UCP. En caso de cumplir con
las validaciones establecidas, la nueva información sustituirá a todos los efectos a la
anterior información. En caso de no cumplirse las validaciones establecidas, se
mantendrá como válida la anterior información disponible que previamente fue aceptada
como válida.
El agente podrá comunicar la anulación de una información comunicada de
desagregación de una UCP para un día concreto. En este caso, toda la información de
esa UCP, incluidos envíos anteriormente aceptados como válidos, será considerada
como no válida.
29.4.6 Creación de ofertas provenientes de las posiciones abiertas en el mercado
plazo.
Las desagregaciones en unidades de venta o adquisición de las posiciones abiertas
provenientes del mercado a plazo con liquidación por entrega física, enviadas por los
agentes y que hayan resultado válidas, serán consideradas en el proceso de casación
del mercado diario como ofertas simples al precio indicado. Como momento de alta de la
desagregación, se considerará el de recepción de la información de desagregación por el
agente.
Las desagregaciones en unidades de adquisición se considerarán a todos los efectos
como ofertas simples al precio de compra indicado y las desagregaciones en unidades
de venta se considerarán a todos los efectos como ofertas simples al precio de venta
indicado.
29.5 Intercambio de información con el operador del mercado a plazo.
29.5.1 Información de datos estructurales.
El intercambio de información sobre los agentes tiene por objeto identificar y
cualificar a los Agentes de liquidación física del mercado a plazo y las respectivas UCP
con las que liquidan operaciones en el mercado diario de producción.
Con relación al envío de información entre OMIE y OMIP/OMIClear, este se realizará
poniendo a disposición de la otra parte la información pertinente, teniendo la parte que la
recibe la obligación de recogerla.
29.5.1.1 Admisión de un agente de liquidación por entrega física.
Todo agente del mercado de contratación a plazo que desee realizar la liquidación
por entrega física de sus posiciones, deberá tener la condición de agente del mercado o
tener suscrito un contrato con un agente liquidador físico del mercado a plazo, que tenga
la condición agente del mercado.
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Previamente a la aceptación como agente de liquidación física por OMIP/OMIClear,
se realizarán los siguientes intercambios de información entre el operador del mercado a
plazo y el operador del mercado diario:
a) El operador del mercado a plazo solicitará al operador del mercado diario la
aceptación del agente de liquidación física.
b) El operador del mercado diario rechazará o aceptará al agente de liquidación física.
c) El operador del mercado a plazo aceptará la posibilidad de entrega física al
agente, en caso de que el operador del mercado diario haya dado su aceptación.
29.5.1.2 Alta de Unidades de Contratación a Plazo (UCP).
Previamente a la aceptación de una UCP referente a la energía de un agente de
liquidación física en el mercado diario, se realizarán los siguientes intercambios de
información entre el operador del mercado a plazo y el operador del mercado diario:
a) El operador del mercado a plazo solicitará al operador del mercado diario la
aceptación de la UCP indicando el nombre del agente, el código del mismo y el código
de la UCP.
b) El operador del mercado diario aceptará la UCP, comunicando a OMIP/OMIClear
en el siguiente día laborable el alta en su sistema de la UCP, indicando desde cuando
está disponible.
c) El operador del mercado a plazo aceptará la UCP definitivamente y transmitirá la
decisión al agente.
d) Ambos operadores podrán solicitar al otro operador el envío de la totalidad de la
información actualizada de los pares de agentes/UCP válidos en ese momento.
29.5.1.3 Baja de un agente de liquidación física del operador del mercado a plazo.
Cuando se produzca una baja o salida de un agente de liquidación física del
operador del mercado a plazo, este deberá comunicar la siguiente información al
operador del mercado diario:
a) El operador de mercado a plazo informará al operador del mercado diario de la
baja del agente y de las respectivas unidades de contratación a plazo.
b) El operador de mercado a plazo pondrá a disposición del operador del mercado
diario la información que contendrá el nombre y código del agente y las respectivas UCP
del agente.
29.5.1.4 Suspensión temporal de un agente del operador del mercado diario.
En caso de suspensión temporal de un agente del operador del mercado diario, el
operador de mercado a plazo seguirá sus procedimientos y el operador del mercado
diario rechazará las entregas físicas indicando la razón del rechazo.
29.5.1.5 Exclusión o baja de un agente del operador del mercado diario.
Cuando se produzca una baja o salida de un agente del operador del mercado diario,
este deberá comunicar la siguiente información al operador del mercado a plazo:
a) El operador del mercado diario informará al operador del mercado a plazo de la
baja del agente.
b) El operador del mercado a plazo retirará la posibilidad de entrega física al
agente.
c) Por un periodo de hasta dos días laborables, se admitirá que al agente le sean
rechazadas sus entregas físicas en el operador del mercado diario, del mismo modo que
en el caso de suspensión temporal de un agente del operador del mercado diario.
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29.5.2 Información general de los mercados.
El operador del mercado diario y el operador del mercado a plazo realizarán los
siguientes intercambios de información:
a) La información pública que consideren relevante, teniendo en cuenta su
disponibilidad en la web pública de cada mercado.
b) La información esencial, publicando un enlace a la web pública del otro mercado
cuando los usuarios requieran información complementaria.
Regla 30.ª Procedimiento de casación del mercado diario
30.1 Elementos básicos del procedimiento de casación del mercado diario.
El operador del mercado realizará la casación de las ofertas de compra y venta de
energía por medio del algoritmo denominado Euphemia. La descripción detallada del
algoritmo será acordada por el operador del mercado, OMIE, con el resto de operadores
del mercado europeos con los que haya firmado el acuerdo de cooperación para la
realización de una casación única común entre diversos operadores de mercado
europeos. Dicho documento acordado será publicado por el operador del mercado,
OMIE, en su página web, y presentado por OMIE y por cada uno de los operadores del
mercado a las entidades reguladoras nacionales o entidades responsables de la
aprobación de las reglas del mercado en cada caso.
La producción de energía objeto de los contratos bilaterales en los que intervengan
no serán incorporadas en el proceso de casación, ni tenidas en cuenta durante el
proceso de casación para realizar la comprobación de máximos de venta o de gradiente
de carga de la unidad de venta de que se trate.
El precio en cada periodo de programación en cada zona de oferta será el
correspondiente al resultado del algoritmo Euphemia.
Previo a la realización del proceso de casación se realizarán las siguientes
validaciones, para seleccionar las ofertas que se consideran en el proceso de casación,
con la información remitida por los operadores del sistema sobre contratos bilaterales
internacionales, sobre indisponibilidades, y con la información de las energías con
notificación de derechos de capacidad y con asignación de derechos de capacidad,
remitida antes del cierre del periodo de recepción de ofertas del mercado diario.
Validaciones de garantías del agente:
Una vez cerrado el periodo de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, se
procederá a la validación, para cada agente, de todas las ofertas para comprobar que
dichas ofertas disponen de garantías suficientes de acuerdo con su valoración.
A efectos de la valoración de las ofertas se sumará, en todas las horas, el valor
máximo en cada hora del producto de cada tramo de precio, en valor absoluto, por la
suma de la energía ofertada a un precio, en valor absoluto, superior o igual, excluyendo
los tramos de precio negativo en ofertas de compra y los tramos a precio positivo en las
ofertas de venta. Asimismo, se incluirán los impuestos y cuotas aplicables. Las ofertas
de venta a precio positivo y las ofertas de compra a precio negativo tendrán una
valoración de cero.
Se comprobará que el agente al que se va a liquidar dicha unidad de oferta dispone
de las garantías suficientes para la oferta según su valoración. El agente al que se va a
liquidar la unidad de oferta será único excepto que se trate de una unidad de oferta de
propiedad compartida. En ese caso cada uno de los agentes titulares debe disponer de
garantías suficientes para respaldar el porcentaje de la valoración de la oferta de su
titularidad.
Se comparará el valor de la oferta con el balance de garantías excedentarias de los
agentes correspondientes en el día al que aplica la oferta, con la mejor información
disponible en el momento de cierre de recepción de ofertas.
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En caso de disponer todos los agentes de garantías suficientes, la oferta será
aceptada de forma provisional entrando en el proceso de casación. En caso contrario no
será incorporada al proceso.
Por cada oferta incorporada al proceso de casación se anotará una reducción del
balance de garantías excedentarias de los agentes correspondientes por el valor
aplicable de dicha oferta según corresponda. Una vez se realice la liquidación, en lugar
de dicha anotación figurarán los resultados de la facturación.
Validaciones a las ofertas presentadas al mercado diario:
En primer lugar, se validarán las ofertas normales o por defecto de las unidades con
asignación de derechos de capacidad presentadas al mercado, en sentido inverso al
orden de inserción, y en primer lugar las ofertas normales y posteriormente las de
defecto.
La validación comprobará que, para la última oferta válida presentada, normal o por
defecto, para cada unidad de venta o adquisición, que la energía del periodo de
programación de la oferta, más la energía de la misma unidad y periodo de
programación, ejecutada en contratos bilaterales internacionales, o notificación de uso
de derechos de capacidad, previamente comunicados por los operadores del sistema y
aceptados, no supera ninguno de los siguientes valores:
– La energía horaria máxima de la unidad en la base de datos del operador del
mercado.
– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades vigentes.
En el caso de que no se supere ninguno de dichos valores, en ninguno de los
periodos de programación, la oferta será aceptada para el proceso de casación. En el
caso de que se supere alguno de dichos valores, en alguno de los periodos de
programación, la oferta será rechazada en su totalidad.
En segundo lugar, se validarán las ofertas normales o por defecto, no validadas
previamente, en sentido inverso al orden de inserción, y en primer lugar las ofertas
normales y posteriormente las de defecto.
La validación comprobará que, para la última oferta válida presentada, normal o por
defecto, para cada unidad de venta o adquisición, que la energía del periodo de
programación de la oferta no supera ninguno de los siguientes valores:
– La energía horaria máxima de la unidad en la base de datos del operador del
mercado.
– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades vigentes.
– Para las unidades de oferta genérica de venta la energía ofertada es inferior o
igual al saldo comprador de la unidad de programación genérica en el mismo periodo de
programación.
– Para las unidades de oferta genérica de compra la energía ofertada es inferior o
igual al saldo vendedor de la unidad de programación genérica en el mismo periodo de
programación.
En el caso de que no se supere ninguno de dichos valores, en ninguno de los
periodos de programación, la oferta será aceptada para el proceso de casación. En el
caso de que se supere alguno de dichos valores, en alguno de los periodos de
programación, la oferta será rechazada en su totalidad.
Validación en el cierre de recepción de ofertas provenientes de las posiciones
abiertas en el mercado a plazo y consideración de estas ofertas en el algoritmo de
casación de mercado diario:
A efectos de validación de las energías desagregadas por los agentes en el instante
del cierre de la recepción de ofertas serán consideradas como ofertas al mercado diario
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a precio indicado por el agente, y se considerará el momento de aceptación como el
momento en que se recibe y se acepta la desagregación de la energía de las UCP.
A todos los efectos se considerará la información anterior en el proceso de validación
por orden inverso de llegada, dándose prioridad a la información más reciente.
En el instante de la validación al cierre de recepción de ofertas solamente se
rechazará la oferta proveniente de las posiciones abiertas correspondiente a la unidad de
oferta que no supere las validaciones establecidas, manteniéndose el resto de la
información para otras unidades de oferta correspondiente a la misma desagregación de
forma independiente.
Las desagregaciones válidas de las posiciones abiertas del mercado a plazo con
liquidación por entrega física serán consideradas como ofertas a precio indicado por el
agente. La información de energía y precio de estas ofertas será tratada en el algoritmo
de casación como información independiente de las ofertas de las unidades
correspondientes enviadas por el agente para el mercado diario:
a) Las condiciones complejas que el agente hubiera podido incluir en la oferta
enviada para el mercado diario no serán de aplicación a la energía correspondiente a las
ofertas provenientes de posiciones abiertas en el mercado a plazo.
b) El proceso de casación para el mercado diario se realizará según lo indicado en
la regla al efecto, tratando de forma independiente ambas ofertas de una misma unidad
ofertante.
30.2 Procedimiento de casación.
El algoritmo de casación Euphemia busca la optimización del denominado «welfare»,
que corresponde a la suma para el conjunto de todos los periodos horarios del horizonte
de programación del beneficio de las ofertas de compra, más el beneficio de las ofertas
de venta, más la renta de congestión. Se entiende por beneficio de las ofertas de compra
la diferencia entre el precio de la oferta de compra casada y el precio marginal recibido, y
se entiende por beneficio de las ofertas de venta la diferencia entre el precio marginal
recibido y el precio de oferta de venta casado.
El algoritmo Euphemia considera curvas agregadas en escalón, que corresponden
con las curvas para las que el precio de inicio de aceptación de un tramo de energía y el
precio de aceptación completa de dicho tramo de energía es coincidente, y con curvas
agregadas interpoladas, que son aquellas que corresponden con curvas para las que el
precio de inicio de aceptación de un tramo de energía y el precio de aceptación completa
de dicho tramo de energía difieren al menos en el salto mínimo entre precios de oferta.
Para el tratamiento de ambos tipos de curvas el algoritmo Euphemia realiza el proceso
de casación con una precisión en los valores de precios y en los valores de energía,
superior al límite de decimales establecido para la presentación de ofertas. Una vez
realizado el proceso de casación se realiza para cada mercado el redondeo de los
valores de energías y precios, a la precisión establecida en cada mercado. La precisión
establecida para el mercado ibérico es de dos decimales para los precios, establecidos
en euros por MWh, y de un decimal para las energías, establecidas en MWh.
El algoritmo Euphemia considera en cada mercado las condiciones de bloque o
condiciones complejas específicas de dicho mercado, siendo las condiciones para las
ofertas del mercado ibérico las establecidas en estas reglas.
El resultado del algoritmo Euphemia está limitado a las condiciones de intercambio
establecidas en cada mercado entre las zonas de oferta. En este sentido el flujo neto
entre las zonas de oferta internas al mercado ibérico (flujo entre España y Portugal) y las
fronteras del sistema ibérico (flujo entre España y Francia, y flujo entre España y
Marruecos), estarán limitadas a la capacidad disponible para el mercado comunicada por
los operadores del sistema responsables de dicha comunicación.
El algoritmo Euphemia trata todas las ofertas simples como una única oferta, suma
del conjunto de todas las ofertas simples de la zona de oferta. Una vez finalizado el
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proceso de casación, el operador del mercado procederá a la asignación de los tramos
casados y no casados de las ofertas simples en cada zona de oferta.
Una vez realizado el proceso de casación de Euphemia, quedarán asignados los
valores de los tramos de energía casados y no casados de todas las ofertas que han
declarado alguna de las condiciones complejas, así como los valores de los tramos de
energía casados y no casados por el conjunto de ofertas que no han declarado ninguna
condición compleja.
Para la ejecución de la casación el algoritmo realizará las siguientes operaciones:
30.2.1 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas de venta
y determinación de la curva de oferta de venta.
El operador del mercado establecerá, para cada periodo de programación del
horizonte diario, el orden de precedencia económica de las ofertas de venta partiendo de
la más barata, hasta llegar a la más cara necesaria para cubrir la demanda de energía
en dicho periodo de programación. En el caso de que existan tramos de energía al
mismo precio se ordenarán con los siguientes criterios:
– Fecha, hora, minuto y segundo de inserción en el Sistema de Información del
Operador del Mercado de la oferta de menor a mayor.
– Volumen de energía del tramo de menor a mayor. En el caso de que la
mencionada fecha, hora, minuto y segundo también coincida en ambas ofertas, estas
serán ordenadas por la cantidad de energía en el tramo.
– Orden alfabético de menor a mayor. En caso de que la cantidad de energía
también coincida se ordenarán por orden alfabético, y numérico en su caso, decreciente.
El operador del mercado determinará la curva agregada de oferta de venta
añadiendo por orden ascendente el precio de las cantidades de energía ofertadas con
independencia de la unidad de venta a la que dichas cantidades correspondan.
Para la ejecución del algoritmo de casación Euphemia se determinarán dos curvas
agregadas de venta por cada zona de oferta:
– La primera curva agregada de ofertas de venta contendrá todos los tramos de
todas las ofertas simples. La energía ofertada a un mismo precio estará agregada a
dicho precio sin diferenciación. La curva no contendrá identificación de las unidades de
oferta a las que corresponden.
– La segunda curva agregada de ofertas de venta contendrá todos los tramos del
orden de precedencia económica que no están contenidos en la primera curva agregada
de ofertas de venta, sin agregar la energía ofertada a un mismo precio, y con
identificación de los tramos de oferta que pertenecen a la misma oferta. La curva no
contendrá identificación de las unidades de oferta a las que corresponden.
30.2.2 Determinación de la curva de adquisición.
El operador del mercado establecerá para cada periodo de programación de un
horizonte diario, el orden de precedencia económica de las ofertas de compra partiendo
de la más cara, hasta llegar a la más barata en dicho periodo de programación. En el
caso de que existan tramos de energía al mismo precio se ordenarán con los siguientes
criterios:
– Fecha, hora, minuto y segundo de inserción en el Sistema de Información del
Operador del Mercado de la oferta de menor a mayor.
– Volumen de energía del tramo de menor a mayor. En el caso de que la
mencionada fecha, hora, minuto y segundo también coincida en ambas ofertas, estas
serán ordenadas por la cantidad de energía en el tramo.
– Orden alfabético de menor a mayor. En caso de que la cantidad de energía
también coincida se ordenarán por orden alfabético, y numérico en su caso, decreciente.
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El operador del mercado determinará la curva agregada de oferta de compra
añadiendo por orden descendente el precio de las cantidades de energía ofertadas con
independencia de la unidad de compra a la que dichas cantidades correspondan.
Para la ejecución del algoritmo de casación Euphemia se determinará una curva
agregada de ofertas de compra por cada zona de oferta, que contendrá todos los tramos
de todas las ofertas de compra. La energía ofertada a un mismo precio estará agregada
a dicho precio sin diferenciación. La curva no contendrá identificación de las unidades de
oferta a las que corresponden.
30.3 Tratamiento de las ofertas con la condición compleja de ingresos mínimos.
El algoritmo Euphemia realiza el proceso de casación con una precisión superior a
los dos decimales establecidos para los precios de las ofertas en el mercado ibérico y
una precisión superior a un decimal establecida para las energías de las ofertas en el
mercado ibérico.
Si bien el algoritmo Euphemia considera las condiciones complejas establecidas en
estas reglas, debiendo cumplir los requerimientos que establecen dichas condiciones, la
comprobación del cumplimiento de la condición compleja de ingresos mínimos se
realizará con el valor de los precios y energías utilizados en el proceso de casación
antes del redondeo, pudiendo por tanto resultar casada una oferta, siendo el valor suma
del término fijo más el término variable multiplicado por la energía final casada una vez
realizado el redondeo, inferior a la suma de la multiplicación de la energía casada una
vez realizado el redondeo, por el precio marginal horario una vez realizado el redondeo.
30.4 Tratamiento de las ofertas con la condición compleja de gradientes.
En la aplicación de la condición compleja de gradientes de carga, un tramo de
energía ofertado a un precio superior al marginal podrá resultar casado, si con la
aceptación de dicho tramo de oferta se permite una casación de energía mayor en los
periodos de programación adyacentes, tal que se obtenga una solución con un welfare
mayor, cumpliendo el resto de condiciones del algoritmo.
30.5 Recasación del mercado diario ibérico.
Una vez realizado el proceso de casación del mercado diario, y una vez confirmado
el resultado por OMIE así como por todos los operadores de mercado que realizan la
casación acoplados al mercado ibérico, los resultados de los flujos por la interconexión
Francia-España y los precios, denominados precios finales, serán firmes.
Si posteriormente a la publicación del Programa Diario Base de Casación (PDBC), se
observase en tiempo útil un error en el proceso de casación, el operador del mercado
ibérico procederá, una vez consultados los operadores del sistema español y portugués,
a repetir el proceso de casación de forma desacoplada del resto de mercados Europeo,
manteniendo el flujo en la interconexión entre España y Francia resultado del proceso de
casación previo. Como resultado de la recasación se obtendrá un nuevo resultado
completo de la casación del mercado diario Ibérico, que sustituirá al resultado previo,
siendo este al que aplique el proceso de liquidaciones, salvo en lo indicado a
continuación. A efectos de la valoración económica del flujo en la interconexión con
Francia, así como a efectos del cálculo de la renta de congestión en dicha interconexión,
se tomarán el precio del sistema español denominado precio final, que corresponde a la
casación común confirmada por los operadores del mercado Europeo.
30.6 Reapertura de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario.
Si una vez realizada la casación del mercado diario en alguna hora el precio de
casaciónexcede alguno de los umbrales de precios establecidos en el anexo 2 para el
caso de Segunda Casación (o «Second Auction» en lengua inglesa) en cualquiera de las
zonas de precios del mercado ibérico, o se produjese alguna de las situaciones
contempladas en los procedimientos locales de alguno de los operadores del mercado,
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tal que se reabra la recepción de ofertas a la sesión del mercado diario en el ámbito de
operación de dicho operador del mercado, dado que dicha apertura implica un nuevo
proceso de casación para todos los mercados, el operador del mercado ibérico podrá
abrir el periodo de recepción de ofertas a dicha sesión del mercado diario para todos los
agentes del mercado ibérico, durante un periodo de tiempo coherente con la reapertura
del proceso de recepción de ofertas en el resto de mercados. El operador del mercado
ibérico informará a todos los agentes, mediante un mensaje en la web de agentes, de los
horarios de reapertura de la sesión y del motivo de dicha reapertura.
Igualmente, cuando se produzca alguna de las situaciones contempladas en los
procedimientos comunes de desarrollo del proceso de casación del mercado diario que
lleve a una situación de desacoplamiento parcial o total de alguna de las zonas de precio
interconectadas, el operador del mercado ibérico podrá abrir el periodo de recepción de
ofertas a la sesión del mercado diario para todos los agentes del mercado ibérico,
durante un periodo de tiempo coherente con los procedimientos comunes de desarrollo
de la casación. El operador del mercado ibérico informará a todos los agentes, mediante
un mensaje en la web de agentes, de los horarios de reapertura de la sesión y del motivo
de dicha reapertura.
Regla 31.ª Resultado de la casación del mercado diario
Una vez realizado el proceso de casación de Euphemia, quedarán asignados los
valores de los tramos de energía casados y no casados de todas las ofertas que han
declarado alguna de las condiciones complejas de gradientes, ingresos mínimos y
parada programada, así como los valores de los tramos de energía casados y no
casados por el conjunto de ofertas que no han declarado ninguna de las citadas
condiciones complejas.
En el caso de unidades de oferta de propiedad compartida, las energías casadas
serán asignadas a cada copropietario proporcionalmente a la diferencia entre la energía
total de la unidad casada en el mercado diario más la energía comprometida en todos los
contratos bilaterales multiplicada por los porcentajes de propiedad y la información sobre
la energía asignada al copropietario que va a estar comprometida en contratos
bilaterales.
En los casos en que la energía casada en el mercado diario más las declaradas a
asignar a cada agente superen la energía máxima disponible o bien la energía declarada
a asignar a un agente supere la que le corresponde según su porcentaje de propiedad
de la energía del previsible PDBF no se tendrá en cuenta ninguna de las declaraciones y
por tanto se utilizarán los porcentajes de propiedad sobre la unidad de cada uno de los
agentes.
Regla 32.ª Cálculo del programa resultante de la casación del mercado diario
El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes el contenido del
programa resultante de casación correspondiente a sus unidades de venta o adquisición
en los términos establecidos en estas reglas.
El operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema el
contenido del programa resultante de casación que corresponda, asignando previamente
a una unidad de oferta genérica los valores correspondientes a la unidad de oferta
genérica de venta y los valores correspondientes a la unidad de oferta genérica de
compra, con su signo. La unidad de oferta genérica tendrá valores positivos y negativos,
según sea venta o compra, y servirá exclusivamente para poner a disposición de los
operadores del sistema el resultado de la casación.
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32.1 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas casadas
en el resultado de la casación.
El operador del mercado establecerá el orden de precedencia de las ofertas casadas,
casadas parcialmente y no casadas, tomando como base los tramos de energía
ofertados y sus precios, sin considerar ninguna condición compleja de las ofertas. Dicho
orden tendrá las consideraciones siguientes:
– En caso de que dos tramos de oferta tengan el mismo precio, éstos se ordenarán
por orden decreciente de fecha, hora, minuto y segundo de inserción en el Sistema de
Información del Operador del Mercado.
– En el caso de que la mencionada fecha, hora, minuto y segundo también coincida
en ambas ofertas, estás se ordenarán de mayor a menor cantidad de energía en el
tramo.
– En caso de que la cantidad de energía también coincida se ordenarán por orden
alfabético, y numérico en su caso, decreciente.
Regla 33.ª Información del proceso de aceptación, verificación de ofertas y del
resultado de la casación del mercado diario
Como consecuencia de los procesos de aceptación, verificación de ofertas y del
resultado de la casación del mercado diario el operador del mercado generará la
siguiente información, la cual será puesta a disposición según se describe:
a) Información del proceso de aceptación y verificación de ofertas
– El resultado de la aceptación o no y verificación tanto en la inserción de la oferta
como en la validación previa a la casación, será puesto a disposición del agente del
mercado con las razones de su exclusión en los términos establecidos en las presentes
reglas cuando así lo solicite. Dicha información estará disponible en el momento en que
se genere.
– Ofertas válidas de las unidades de adquisición o de venta que hubieran sido
presentadas a la sesión.
Se pondrá a disposición de los operadores del sistema con la confidencialidad
correspondiente y de los agentes del mercado respetando la confidencialidad establecida
en las presentes reglas, después de la realización de la casación de cada mercado
diario, el conjunto de ofertas válidas de venta y compra presentadas a cada una de las
sesiones del mercado diario.
b) Información del resultado de la casación del mercado diario
– Precios resultado de la casación.
Se generarán como resultado del proceso de casación y serán públicos y además
serán puestos a disposición de los agentes del mercado y de los operadores del sistema,
siendo publicados después de su generación.
El operador del mercado diario pondrá a disposición del operador del mercado a
plazo antes de transcurridas dos horas desde el cierre del mercado diario los precios y
los volúmenes de contratación negociados en cada hora en el mercado diario para el día
siguiente.
– Programa resultado de la casación.
Se generará el Programa Diario Base de Casación (PDBC) como resultado del
proceso de casación del mercado diario y será puesto a disposición de los agentes del
mercado con la confidencialidad establecida en las presentes reglas y de los operadores
del sistema con la confidencialidad correspondiente inmediatamente después de su
generación.
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– El orden de precedencia económica.
Se generará como resultado del proceso de casación del mercado diario y será
puesto a disposición de los operadores del sistema con la confidencialidad
correspondiente, inmediatamente después de su generación.
– Curvas agregadas de oferta y demanda.
Para cada conjunto de zonas de oferta que tengan el mismo precio se generará
como resultado del proceso de casación de cada uno de los periodos de programación
del mercado diario las curvas agregadas de venta y compra, y serán públicos, siendo
además puesto a disposición de los agentes del mercado con la confidencialidad
establecida en las presentes reglas y publicadas después de su generación.
– Ocupación de cada una de las interconexiones internacionales por hora con
indicación de la capacidad comercial máxima de importación y exportación por cada
interconexión, la capacidad ocupada en cada sentido e interconexión, la capacidad
ocupada por declaración de derechos de uso de capacidad y la capacidad libre en cada
sentido e interconexión. Se generará como resultado del proceso de casación de cada
uno de los periodos de programación del mercado diario y serán públicos.
– Resultado del proceso de entrega física.
El operador del mercado diario pondrá a disposición del operador del mercado a
plazo el resultado del proceso de entrega física, existiendo tres posibilidades:
a) Que las ofertas hayan sido casadas.
b) Que las ofertas hayan sido casadas parcialmente.
c) Que las ofertas hayan sido rechazadas antes de la casación del mercado diario
por no ser conformes a las reglas del mercado o por no haberse recibido del agente la
desagregación correspondiente.
Regla 34.ª Situaciones excepcionales
A los efectos de lo establecido en estas reglas son situaciones excepcionales
aquéllas que determinen una imposibilidad de llevar a cabo de forma adecuada el
proceso de presentación y aceptación de ofertas o el proceso de casación.
Las situaciones a que se refiere el apartado anterior pueden ser consecuencia, a
título enunciativo, de alguno o algunos de los siguientes supuestos:
a) Insuficiencia de oferta de venta de energía eléctrica para atender la demanda.
En tal caso el operador del mercado establecerá el orden de precedencia de las
ofertas de venta disponibles remitiendo a los operadores del sistema con la
confidencialidad correspondiente dicho orden con déficit para los periodos de
programación en que dicha insuficiencia de oferta se produzca.
b) Imposibilidad de realizar, antes de la hora límite establecida, el proceso casación
con el algoritmo Euphemia para el conjunto de mercados.
En caso de alcanzarse la hora límite establecida para el desacoplamiento de todos
los mercados se realizará la casación del mercado ibérico de forma desacoplada
considerando la capacidad en el mercado con el sistema francés nula.
c) Fuerza mayor.
c.1 Si esta fuera previsible, pero inevitable, el operador del mercado realizará
casaciones anticipadas ampliando, para ello, el horizonte diario de programación para
incluir en el mismo los periodos de programación en que la situación excepcional de
fuerza mayor persistiese. Si la fuerza mayor fuere imprevisible, el operador del mercado
podrá determinar la casación utilizando el algoritmo histórico del Sistema de Información
del Operador del Mercado con las adaptaciones necesarias en las ofertas de venta y
compra presentadas por los agentes para la utilización de dicho algoritmo. En caso
necesario podrá realizar la casación sobre la base de datos históricos.
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c.2 Si es debida a averías en los equipos informáticos, mal funcionamiento de
aplicaciones informáticas o de comunicaciones del operador del mercado o del sistema
de acoplamiento de mercados europeo que impidan el correcto funcionamiento de los
mismos. El operador del mercado podrá arbitrar medidas de igual contenido a las del
punto c.1) anterior.
d) Imposibilidad de determinación de la casación como consecuencia de las
condiciones técnicas y económicas de las ofertas complejas. El operador del mercado
podrá arbitrar medidas de igual contenido a las del punto c.1) anterior.
Si la imposibilidad de determinación de la casación subsiste, el operador del mercado
procederá a determinar la casación utilizando el algoritmo histórico denominado SIOM
con las adaptaciones necesarias en las ofertas de venta y compra presentadas por los
agentes para la utilización de dicho algoritmo. En caso necesario podrá realizar la
casación sobre la base de datos históricos.
Regla 35.ª Liquidación del mercado diario
El operador del mercado determinará la liquidación de la energía para cada agente
que participe en el mercado diario de producción de energía eléctrica y en cada periodo
de programación, por cada unidad de adquisición, unidad de venta. Asimismo, el
operador del mercado determinará la liquidación del flujo de energía en la interconexión
entre España y Francia y de la renta de congestión que se genere en las distintas
interconexiones del sistema eléctrico español.
35.1 Determinación de la retribución correspondiente a los vendedores como
resultado de la liquidación del mercado diario.
Los vendedores que operen en el mercado diario percibirán por cada unidad de
venta y para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea positivo,
una retribución que incorporará el precio marginal en el mercado diario de cada periodo
de programación de la zona de oferta en la que se encuentre situada la unidad.
Los vendedores que operen en el mercado diario satisfarán, por cada unidad de
venta y para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea negativo, un
pago que incorporará el precio marginal en el mercado diario de cada periodo de
programación de la zona de oferta en la que se encuentre situada la unidad.
El operador del mercado realizará la liquidación diaria de la energía eléctrica para
cada vendedor que participe en el mercado diario por cada unidad de venta que haya
sido incorporada en el programa resultante de la casación en cada periodo de
programación.
Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las
correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevará a tales efectos por
cada unidad de venta.
35.2 Precios a considerar en la determinación del precio de la adquisición de
energía eléctrica en el mercado diario.
Los compradores que operen en el mercado diario satisfarán, por la energía eléctrica
adquirida incorporada en el programa resultante de la casación y para cada periodo de
programación en el que el precio marginal sea positivo, un pago que incorporará el
precio marginal en el mercado diario de cada periodo de programación de la zona de
oferta, en la que se encuentre la unidad de adquisición.
Los compradores que operen en el mercado diario percibirán, por la energía eléctrica
adquirida incorporada en el programa resultante de la casación y para cada periodo de
programación en el que el precio marginal sea negativo, una retribución que incorporará
el precio marginal en el mercado diario de cada periodo de programación de la zona de
oferta, en la que se encuentre la unidad de adquisición.
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35.3 Derechos de cobro en el mercado diario.
El vendedor cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en la sesión de
contratación del mercado diario e incorporadas al programa resultante de la casación,
tendrá un derecho de cobro, que se calculará como el producto de la energía cuya
producción se asigne en cada periodo de programación en el que el precio marginal sea
positivo, a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad pero a
la que represente en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para
el mismo y para la zona de oferta en la que se encuentre situada la unidad. A estos
efectos se considera que las unidades de venta a las cuales se les practicará la
liquidación de la energía importada por España desde Francia, como resultado de la
casación, se encuentran situadas en la zona de oferta española. Los titulares de dichas
unidades de oferta serán los operadores del mercado designados en Francia o entidades
habilitadas por éstos para practicar dicha liquidación.
El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en la hora h
será:
DCPBC(up,h,z) = EPBC(up,h,z) * PMH(h,z)
Siendo:
DCPBC (up,h,z): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la
unidad de producción up, situada en la zona de oferta z, en la hora h.
EPBC (up,h,z): Energía asignada a la unidad de venta, up, situada en la zona de
oferta z, en la hora h, en el mercado diario (PDBC).
PMH (h,z): Precio marginal horario positivo correspondiente a la hora h en el
mercado diario (PDBC) en la zona de oferta z. En caso de realizarse una nueva casación
de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a
considerar será el correspondiente a dicha recasación, salvo para los intercambios de
energía entre España y Francia que se liquidarán al precio de la zona de oferta española
correspondiente al resultado final de la casación confirmado por los operadores del
mercado.
El comprador cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en la sesión de
contratación del mercado diario e incorporadas al programa resultante de la casación
tendrá un derecho de cobro, que se calculará como el producto de la energía eléctrica
cuya adquisición se asigne en cada periodo de programación en el que el precio
marginal sea negativo, a la unidad de adquisición de la que sea titular, o bien no de su
titularidad pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio
marginal fijado para el mismo para la zona de oferta en la que se encuentre situada la
unidad. A estos efectos se considera que las unidades de adquisición a las cuales se les
practicará la liquidación de la energía exportada por España a Francia, como resultado
de la casación, se encuentran situadas en la zona de oferta española. Los titulares de
dichas unidades de oferta serán los operadores del mercado designados en Francia o
entidades habilitadas por éstos para practicar dicha liquidación.
El derecho de cobro del comprador para cada unidad de oferta de compra en la hora
h será:
DCPBC(ua,h,z) = EPBC(ua,h,z) * PMH(h,z)
Siendo:
DCPBC (ua,h,z): Derecho de cobro del comprador por la energía correspondiente a
la unidad de adquisición ua, situada en la zona de oferta z, en la hora h.
EPBC (ua,h,z): Energía asignada a la unidad de oferta de compra ua, situada en la
zona de oferta z, en la hora h en el mercado diario (PDBC).
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PMH (h,z): Precio marginal horario negativo correspondiente a la hora h en el
mercado diario (PDBC) en la zona de oferta z correspondiente al resultado final de la
casación. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de
«Recasación del Mercado Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha
casación, salvo para los intercambios de energía entre España y Francia que se
liquidarán al precio de la zona de oferta española correspondiente al resultado final de la
casación confirmado por los operadores del mercado.
35.4 Obligaciones de pago en el mercado diario.
El comprador cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en la sesión de
contratación del mercado diario e incorporadas al programa resultante de la casación
tendrá una obligación de pago en cada periodo de programación en el que el precio
marginal sea positivo, que se calculará como el producto de la energía eléctrica cuya
adquisición se asigne en cada periodo de programación a la unidad de adquisición de la
que sea titular, o bien no de su titularidad pero a la que represente en nombre propio y
por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo para la zona de oferta en la
que se encuentre situada la unidad. A estos efectos se considera que las unidades de
adquisición a las cuales se les practicará la liquidación de la energía exportada por
España a Francia, como resultado de la casación, se encuentran situadas en la zona de
oferta española. Los titulares de dichas unidades de oferta serán los operadores del
mercado designados en Francia o entidades habilitadas por éstos para practicar dicha
liquidación.
La obligación del comprador para cada unidad de oferta de compra en la hora h será:
OPPBC(ua,h,z) = EPBC(ua,h,z) * PMH(h,z)
Siendo:
OPPBC (ua,h,z): Obligación de pago del comprador por la energía correspondiente a
la unidad de adquisición ua, situada en la zona de oferta z, en la hora h.
EPBC (ua,h,z): Energía asignada a la unidad de oferta de compra ua, situada en la
zona de oferta z, en la hora h en el mercado diario (PDBC).
PMH (h,z): Precio marginal horario positivo correspondiente a la hora h en el
mercado diario (PDBC) en la zona de oferta z correspondiente al resultado final de la
casación. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de
«Recasación del Mercado Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha
casación, salvo para los intercambios de energía entre España y Francia que se
liquidarán al precio de la zona de oferta española correspondiente al resultado final de la
casación confirmado por los operadores del mercado.
El vendedor cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en la sesión de
contratación del mercado diario e incorporadas al programa resultante de la casación,
tendrá una obligación de pago, que se calculará como el producto de la energía cuya
producción se asigne en cada periodo de programación en el que el precio marginal sea
negativo, a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad pero
a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado
para el mismo y para la zona de oferta en la que se encuentre situada la unidad. A estos
efectos se considera que las unidades de venta a las cuales se les practicará la
liquidación de la energía importada por España desde Francia, como resultado de la
casación, se encuentran situadas en la zona de oferta española. Los titulares de dichas
unidades de oferta serán los operadores del mercado designados en Francia o entidades
habilitadas por éstos para practicar dicha liquidación.
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La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en la hora h
será:
OPPBC(up,h,z) = EPBC(up,h,z) * PMH(h,z)
Siendo:
OPPBC (up,h,z): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a
la unidad de producción up, situada en la zona de oferta z, en la hora h.
EPBC (up,h,z): Energía asignada a la unidad de venta, up, situada en la zona de
oferta z, en la hora h, en el mercado diario (PDBC).
PMH (h,z): Precio marginal horario negativo correspondiente a la hora h en el
mercado diario (PDBC) en la zona de oferta z. En caso de realizarse una nueva casación
de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a
considerar será el correspondiente a dicha recasación, salvo para los intercambios de
energía entre España y Francia que se liquidarán al precio de la zona de oferta española
correspondiente al resultado final de la casación confirmado por los operadores del
mercado.
35.5 Ingresos en el mercado diario por el proceso de separación de mercados.
La liquidación del mercado diario, tras la aplicación del proceso de separación de
mercados en cada interconexión, dará lugar a unos ingresos denominados «renta de
congestión» que se calcularán como el producto de la capacidad de intercambio
efectivamente utilizada en el marco del proceso de separación de mercados en cada
periodo de programación por la diferencia de los precios marginales fijados para el
mismo en cada una de las zonas de oferta situadas a ambos lados de la interconexión.
35.5.1 Renta de congestión en el mercado diario en la interconexión entre España y
Portugal.
La renta de congestión que se genere en la interconexión entre España y Portugal se
repartirá a partes iguales entre el operador del sistema eléctrico español y portugués.
Se anotará por lo tanto, a cada operador del sistema un derecho de cobro en cuenta
en la hora h como:
DCPBCPTES_CI(h) = 0,5 * abs(EPBCPTES(h)) * abs(PMH(h,z1)-PMH(h,z2))
Siendo:
DCPBCPTES_CI (h): Derecho de cobro en la hora h, en el mercado diario, anotado
en cuenta a los operadores del sistema español y portugués, por la aplicación del
proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y
portuguesa.
EPBCPTES (h): Capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del
proceso de separación de mercados en la hora h entre la zona de oferta española y
portuguesa.
z1,z2: Subíndices que se refieren a las zonas de oferta española y portuguesa
respectivamente.
35.5.2 Renta de congestión en el mercado diario en la interconexión entre España y
Francia
La renta de congestión que se genere en la interconexión entre España y Francia se
repartirá a partes iguales entre el operador del sistema eléctrico español y francés.
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Se anotará una obligación de pago al sistema eléctrico francés, en la hora h como:
OPPBCFRES_CI(h) = 0,5 * abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH(h,z1)-PMH(h,z3))
Se anotará un derecho de cobro en cuenta al operador del sistema eléctrico español
en la hora h como:
DCPBCFRES_CI(h) = 0,5 * abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH(h,z1)-PMH(h,z3))
Asimismo, en caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de
«Recasación del mercado diario ibérico» se practicarán las siguientes anotaciones en
cuenta al operador del sistema eléctrico español en la hora h:
– Si PMH’(h,z1)>PMH(h,z1)>PMH(h,z3) ó PMH’(h,z1)1 )3)
DCPBCFRESAJ_CI(h) = abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH’(h,z1) - PMH(h,z1))
– Si PMH(h,z1) > PMH(h,z3) y PMH(h,z1) > PMH’(h,z1)
ó PMH(h,z1) 3) y PMH(h,z1) 1)
OPPBCFRESAJ_CI(h) = abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH’(h,z1) - PMH(h,z1))
Siendo:
DCPBCFRES_CI(h): Derecho de cobro en la hora h, en el mercado diario, anotado
en cuenta al operador del sistema español, por la aplicación del proceso de separación
de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.
OPPBCFRES_CI(h): Obligación de pago en la hora h, en el mercado diario, al
sistema francés, por la aplicación del proceso de separación de mercados entre las dos
zonas de oferta, española y francesa.
DCPBCFRESAJ_CI(h): Derecho de cobro en la hora h, en el mercado diario, anotado
en cuenta al operador del sistema español como ajuste consecuencia de la recasación
del mercado diario ibérico y del proceso de separación de mercados entre las dos zonas
de oferta, española y francesa.
OPPBCFRESAJ_CI(h): Obligación de pago en la hora h, en el mercado diario,
anotado en cuenta al operador del sistema español como ajuste consecuencia de la
recasación del mercado diario ibérico y del proceso de separación de mercados entre las
dos zonas de oferta, española y francesa.
EPBCFRES (h): Capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del
proceso de separación de mercados en la hora h entre la zona de oferta española y
francesa.
PMH’ (h,z): Precio marginal horario correspondiente a la hora h en el mercado diario
(PDBC) en la zona de oferta z resultado de la casación recogida en la Regla de
«Recasación del mercado diario ibérico».
z1, z3: Subíndices que se refieren a las zonas de oferta española y francesa
respectivamente.
35.6 Publicación de los resultados de la liquidación del mercado diario.
De acuerdo con las normas generales de confidencialidad establecidas en estas
reglas, tras cada sesión del mercado diario el operador del mercado pondrá a disposición
de los agentes del mercado, a través de sus sistemas de información, los resultados
sobre los derechos de cobro y las obligaciones de pago derivados de dicho mercado,
para el horizonte diario de programación correspondiente a cada sesión de contratación.
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Las anotaciones correspondientes a cada sesión de contratación serán provisionales
si:
(a) La casación correspondiente fuera provisional de acuerdo con la Regla de
«Secuencia de operaciones del mercado diario».
(b) La existencia de reclamaciones pendientes respecto del desarrollo de alguna
sesión de contratación del mercado.
(c) Apareciesen, a posteriori, valores erróneos en la liquidación.
Estas anotaciones devendrán definitivas cuando no concurra ninguna de las
circunstancias anteriores, salvo en el caso de que por alguno de dichos motivos fuera
necesario realizar una nueva liquidación, en cuyo caso las nuevas anotaciones serán
definitivas cuando no concurra ningún motivo de provisionalidad entre los citados en los
párrafos anteriores.
CAPÍTULO SÉPTIMO
Programas recibidos con posterioridad al mercado diario
Regla 36.ª Programa diario base de funcionamiento
Los operadores del sistema pondrán a disposición del operador del mercado antes
de la hora límite establecida en las presentes reglas, el Programa Diario Base de
Funcionamiento (PDBF), así como las comunicaciones de declaraciones de contratos
bilaterales a efectos del cumplimiento de la legislación vigente en cuanto a la
confirmación del cumpliendo de la presentación de ofertas al mercado diario. El operador
del mercado pondrá a disposición de los agentes dicha información, así como la
conversión de dicha información en unidades de oferta.
Regla 37.ª Programa diario viable
Los operadores del sistema pondrán a disposición del operador del mercado antes
de 15 minutos del cierre de la primera sesión del mercado intradiario de subastas el
Programa Diario Viable definitivo (PDVD), a efectos de la realización de las validaciones
a las ofertas del mercado intradiario de subastas. El operador del mercado pondrá a
disposición de los agentes dicha información, así como la conversión de dicha
información en unidades de oferta necesaria para las validaciones y la realización del
proceso de casación.
En todo caso, el Programa Diario Viable Definitivo (PDVD) resultado del proceso de
solución de restricciones técnicas del PDBF deberá ser recibido por el operador del
mercado con una antelación, en situación de operación normal, no inferior a quince
minutos antes del cierre de la primera sesión de subasta del mercado intradiario de
forma que los agentes de mercado puedan actualizar, si procede, las ofertas
previamente presentadas a la subasta, pudiendo estas ser validadas definitivamente al
cierre del periodo de recepción de ofertas.
En la situación excepcional en la que el operador del mercado reciba el PDVD de los
operadores del sistema con posterioridad a la hora límite establecida, el periodo de
recepción de ofertas se prolongará, para permitir a los agentes disponer de quince
minutos para que verifiquen y actualicen en consecuencia sus ofertas, sin perjuicio de lo
establecido en la Regla «Secuencia de operaciones de los mercados intradiarios».
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CAPÍTULO OCTAVO
Mercado intradiario de subastas
Regla 38.ª Objeto y conceptos básicos del mercado intradiario de subastas
Los mercados intradiarios tienen por objeto atender la venta y la adquisición de
energía en las siguientes horas al cierre del mercado diario, con posterioridad a haberse
fijado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD).
El mercado intradiario de subastas se estructura en sesiones de acuerdo con las
siguientes reglas:
a) Determinado un programa diario viable, se podrán realizar casaciones de
sesiones de subastas del mercado intradiario para los periodos de programación
incluidos en dicho programa diario viable y, en su caso, en el anterior en curso de
ejecución.
b) Cada sesión de mercado intradiario podrá tener como objeto uno o varios
periodos de programación, siempre que éstos tengan programa diario viable publicado
con antelación al cierre de dicha sesión.
c) Cada periodo de programación podrá ser objeto de sesiones de subastas
sucesivas de mercado intradiario.
d) No se podrán incluir en sesiones de subastas del mercado intradiario periodos
de programación para los que no exista programa diario viable publicado.
e) El momento inicial de presentación de ofertas de compra y venta en el mercado
intradiario de subastas, y el plazo de presentación de las mismas, será el determinado
en estas reglas de funcionamiento y deberá asegurar que cualquier periodo de
programación con programa diario viable publicado, sea objeto al menos, de una sesión
de subastas de mercado intradiario.
Las sesiones del mercado intradiario de subastas se establecerán conforme al anexo
I, podrán ser modificadas a propuesta del operador del mercado y previa autorización del
regulador competente.
Regla 39.ª Ofertas al mercado intradiario de subastas
39.1 Objeto y contenido de las ofertas de compra y venta.
Las ofertas de compra y venta pueden ser simples o complejas, en razón de su
contenido. Se denominan ofertas complejas a las ofertas simples que declaran
adicionalmente a la oferta simple alguna de las condiciones complejas establecidas en
las presentes reglas.
Podrán presentarse varias ofertas de venta y/o compra para un mismo periodo de
programación y una misma unidad de venta o adquisición que serán tratadas de forma
independiente.
El operador del mercado asignará en cada periodo de programación a la unidad de
oferta genérica de venta el saldo vendedor de la unidad de programación genérica y a la
unidad de oferta genérica de adquisición el saldo comprador de la unidad de
programación genérica, del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) en el caso de la
primera sesión y del Programa Horario Final (PHF) de la sesión previa para el resto de
sesiones.
En las horas del horizonte de cada mercado intradiario que sea la última vez que se
negocian los agentes que en el Programa Horario Final (PHF) anterior a la sesión del
intradiario dispongan de programa en las unidades de oferta genérica de venta o
adquisición, deberán deshacerse del mismo mediante la presentación de las
correspondientes ofertas simples.
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39.1.1 Ofertas simples.
Son las presentadas para uno o varios periodos de programación con expresión de
un precio y de una cantidad de energía, pudiendo existir para cada periodo de
programación objeto de oferta hasta un máximo de cinco tramos para una misma oferta,
con un diferente precio para cada uno de dichos tramos. Las ofertas simples no incluyen
ninguna condición adicional que deba ser tenida en cuenta en la casación.
39.1.2 Ofertas complejas.
Son las que, cumpliendo con los requisitos exigidos para las ofertas simples,
incorporan al menos alguna de las condiciones que se relacionan en los apartados
siguientes.
Las limitaciones derivadas del tratamiento de las ofertas complejas presentadas en el
mercado intradiario sólo afectarán a las energías incluidas en dichas ofertas, y no a las
energías asignadas previamente en el programa viable y en las sesiones anteriores del
mercado intradiario.
39.1.2.1 Condiciones complejas comunes a las ofertas de venta y adquisición.
39.1.2.1.1 Condición de variación de capacidad de producción o de energía
previamente adquirida, o condición de gradiente de carga.
Los vendedores y compradores podrán incorporar esta condición al conjunto de las
ofertas que los titulares de las unidades de venta o de adquisición presenten por cada
una de ellas. La condición de gradiente de carga consiste en establecer una variación
máxima de capacidad de producción o de energía adquirida, entre dos periodos de
programación consecutivos.
Esta condición se expresará en MW/minuto de subida o de bajada, o de arranque o
parada, y su inclusión en el proceso de casación se realizará de acuerdo con lo señalado
en Regla de «Comprobación de la condición de gradiente de carga durante el proceso de
casación simple condicionada». Como valor a tener en cuenta en la casación, se elegirá
aquél introducido en la oferta de menor número identificativo correspondiente a la
unidad.
El resultado de la casación estará, en todo caso, limitado por la capacidad máxima y
mínima de producción o adquisición de bombeo, o por el total de energía previamente
asignada en el programa viable y las sesiones previas del mercado intradiario a dicha
unidad de venta o de adquisición, respectivamente. Esta condición habrá de respetar en
todo caso la variación lineal de manera continua de la producción de la unidad de venta,
o de la energía adquirida por la unidad de adquisición, en cada uno de los periodos de
programación.
39.1.2.1.2 Condición de aceptación completa en la casación del tramo primero de la
oferta.
Los vendedores y compradores pueden incluir en las ofertas que presenten por cada
unidad de venta o de adquisición, la condición de que, en caso de no resultar totalmente
casado el tramo primero de su oferta, esta oferta sea eliminada.
39.1.2.1.3 Condición de aceptación completa en cada hora en la casación del tramo
primero de la oferta.
Los vendedores y compradores pueden incluir en las ofertas que presenten por cada
unidad de venta o de adquisición, la condición de que, en caso de no resultar totalmente
casado el tramo primero de su oferta en una hora, serán eliminados de la casación todos
los tramos de la oferta correspondiente a dicha hora, permaneciendo el resto de la oferta
válida.
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39.1.2.1.4 Condición de mínimo número de horas consecutivas de aceptación
completa del tramo primero de la oferta.
Los vendedores y compradores pueden incluir en las ofertas que presenten por cada
unidad de venta o de adquisición, la condición de que, en caso de no resultar casado
completamente en el horizonte de casación el tramo primero de su oferta durante el
número consecutivo de horas especificado en la misma, esta oferta sea eliminada.
39.1.2.1.5 Condición de energía máxima.
La condición de energía máxima es aquella por cuya virtud la aceptación por el
operador del mercado de una oferta (de compra o venta) para el horizonte de
programación determina, si la oferta resulta casada, lo sea, por un volumen de energía
total, inferior o igual al indicado por el titular en su oferta, y nunca por un volumen
superior.
39.1.2.2 Condiciones complejas de las ofertas de venta.
39.1.2.2.1 Condición de ingresos mínimos.
Los vendedores pueden incluir como condición en cada oferta de venta que
presenten por una unidad de venta o de adquisición, que dicha oferta sólo se entiende
presentada a los efectos de la casación si obtiene unos ingresos mínimos que se
expresarán como una cantidad fija en euros, sin decimales y, como una cantidad variable
expresada en euros por MWh, con un máximo de dos decimales.
La condición de ingresos mínimos no podrá ser utilizada en aquellas ofertas de venta
en que más del 50% de la energía sea ofertada a precio igual o menor que cero.
No se permitirán valores negativos en el término fijo ni en el término variable en la
condición de ingresos mínimos.
39.1.2.3 Condiciones complejas de las ofertas de compra.
39.1.2.3.1 Condición de pagos máximos.
Los compradores pueden incluir como condición en cada oferta de compra que
presenten por una unidad de venta o de adquisición, que dicha oferta sólo se entiende
presentada a los efectos de la casación, si produce como consecuencia de su
aceptación unos pagos menores que el máximo, que se expresarán como una cantidad
fija en euros, sin decimales y, como una cantidad variable expresada en euros por MWh,
con un máximo de dos decimales.
No se permitirán valores negativos en el término fijo ni en el término variable en la
condición de pagos máximos.
39.2 Formato para la presentación de ofertas de compra o venta.
Las ofertas deberán tener la forma que se establece a continuación, en relación con
el contenido de las mismas:
a) Código de la unidad de venta o de adquisición.
b) Número de oferta. Número de oferta para la misma unidad de oferta.
c) Descripción de la oferta. Campo alfanumérico que no utiliza el algoritmo.
d) Clase de oferta: compra o venta.
e) Unidad monetaria: Euro.
f) Tipo de ajuste según los códigos definidos en el sistema de información del
Operador del Mercado.
g) Condiciones económicas, condición de ingreso mínimo para las ofertas de venta
por la unidad de venta o adquisición, o condición de pago máximo para las ofertas de
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compra por la unidad de venta o adquisición, que se expresará por medio de los dos
valores siguientes:
– Término fijo (TF) para un mismo horizonte de programación, fijado en euros, sin
que puedan incluirse decimales.
– Término variable (TV), que permanecerá constante para un mismo horizonte de
programación, fijado en euros por MWh, pudiéndose incluir dos cifras decimales.
Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a cero (0), significa que la
oferta no incorpora el término fijo y/o el término variable correspondiente de esta
condición. En ningún caso se podrán declarar valores de precio negativo ni el término fijo
ni el término variable.
h) Gradiente de parada, arranque, subida y bajada (MW/minuto, con un máximo de
un decimal). Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a cero (0), significa
que la oferta no incorpora el gradiente correspondiente.
i) Mínimo técnico (MW con un máximo de decimales igual al establecido en la
unidad de contratación). Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a cero
(0), significa que la oferta no incorpora el mínimo técnico.
j) Indicador del requerimiento de aceptación completa del tramo primero de la oferta
de venta (S/N).
k) Energía máxima admisible por la oferta en MWh con un máximo de un decimal.
Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a cero (0), significa que la oferta
no incorpora esta condición.
l) Indicador del requerimiento de aceptación completa en cada hora del tramo
primero de la oferta (S/N).
m) Número mínimo de horas consecutivas requeridas con el tramo primero de la
oferta casado en su totalidad. Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a
cero (0), significa que la oferta no incorpora esta condición.
Por cada tramo y periodo de programación:
Fecha que cubre la oferta.
Hora que cubre la oferta.
Número de tramo de la oferta.
Cantidad de energía en MWh con un máximo un decimal.
Precio ofertado en euros por MWh, con un máximo de dos decimales.
39.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades,
capacidades comerciales de las interconexiones internacionales, limitaciones a la
posibilidad de ofertar.
La presentación de ofertas de compra y venta está sometida a las siguientes
limitaciones.
La suma de las energías asignadas por unidad de oferta en el programa acumulado
hasta ese momento, junto a la ofertada, será validada contra los límites de energías
superior e inferior de que disponga el Sistema de Información del Operador del Mercado.
La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la
validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del
resultado de esta verificación.
La oferta será validada de nuevo en el momento de cierre de recepción de ofertas de
la sesión, teniendo en cuenta indisponibilidades, limitaciones y la energía acumulada en
el Programa Diario Viable definitivo (PDVD), las sesiones de subastas previas y rondas
de mercado continuo hasta el momento de cierre de recepción de ofertas de la sesión,
para cada uno de los periodos incluidos en la oferta.
Si la validación de la oferta, teniendo en consideración indisponibilidades y
limitaciones, da como resultado unos valores de energía fuera de los límites superior o
inferior de que disponga el Sistema de Información del Operador del Mercado en alguno
de los periodos ofertados, la oferta será rechazada.
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Sin perjuicio de lo anterior, las posteriores informaciones enviadas por los operadores
del sistema al Sistema de Información del Operador del Mercado sobre
indisponibilidades, recibidas en el sistema de información del operador del mercado
hasta cinco minutos antes de la hora de cierre de la sesión serán tenidas en cuenta
durante el proceso de casación.
39.3.1 Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades.
La información sobre indisponibilidades enviada por los operadores del sistema al
Sistema de Información del Operador del Mercado se realizará a través de este y
contendrá siempre para cada sistema todas las indisponibilidades que el operador del
sistema correspondiente ha confirmado de cualquiera de las unidades físicas en el
momento de su envío. Las indisponibilidades se enviarán por unidad física. En
consecuencia, el operador del mercado considerará que todas las unidades no incluidas
en la última información recibida del operador del sistema correspondiente están
disponibles.
La información sobre indisponibilidades se incorporará en el Sistema de Información
del Operador del Mercado, en el momento de recepción en el Sistema de Información del
Operador del Mercado, siendo la hora límite de incorporación a efectos de casación
cinco minutos antes de la hora de cierre de la sesión.
39.3.2 Definición e incorporación de la información sobre limitaciones a la
posibilidad de ofertar.
La información sobre limitaciones enviada por los operadores del sistema al operador
del mercado contendrá siempre, para cada sistema, todas las limitaciones que el
operador del sistema correspondiente impone a la posibilidad de ofertar en las sesiones
de subastas del mercado intradiario de cualquiera de las unidades de venta o
adquisición, en el momento del envío de la información. A efectos de la recepción de
ofertas y proceso de casación se tendrá en cuenta exclusivamente la información
recibida por unidad de venta o adquisición.
En el caso de la primera sesión de subasta del mercado intradiario, las limitaciones
unitarias podrán incorporarse durante el periodo de recepción de ofertas, siempre
comunicadas previamente a la publicación del PDVD correspondiente. Para el resto de
sesiones de subastas distintas de la primera sesión, la información sobre limitaciones
unitarias se incorporará al Sistema de Información del Operador del Mercado en el
momento de recepción en el Sistema de Información del Operador del Mercado, excepto
durante el periodo de recepción de ofertas de dichas sesiones de subastas (si se reciben
durante este periodo, no se incorporarán), realizándose finalmente la incorporación
cuando el Programa Horario Final (PHF) de la sesión sea firme. Sólo se utilizarán las
limitaciones a la posibilidad de ofertar que están dentro del horizonte de programación de
la siguiente sesión del mercado intradiario de subastas.
En caso de existir indisponibilidades de unidades de producción o de adquisición,
dichas unidades estarán exentas del cumplimiento de la limitación por la cantidad de
energía indisponible.
39.3.3 Definición e incorporación de la información sobre capacidades comerciales
de las interconexiones internacionales.
La información sobre capacidades de importación y exportación enviada por los
operadores del sistema, al Sistema de Información del Operador del Mercado, se
realizarán a través de este y contendrá la información sobre capacidad máxima de
importación y exportación en frontera, en cada hora, con cada una las interconexiones
del sistema eléctrico español que tengan una limitación máxima. En consecuencia, el
operador del mercado considerará que todas las interconexiones y sentido de flujo no
incluidos en la última información recibida de los operadores del sistema tendrá valor
cero.
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La información sobre capacidades se incorporará en el Sistema de Información del
Operador del Mercado, en el momento de recepción en el Sistema de Información del
Operador del Mercado, siendo la hora límite de incorporación a efectos de casación de
las sesiones de mercado intradiario, de 20 minutos previos a la hora de cierre de
recepción de ofertas a la sesión del mercado intradiario de subastas.
39.4 Verificación de las ofertas.
Las ofertas de compra y venta serán verificadas por el Operador del Mercado, como
condición previa a su posterior posible aceptación, de acuerdo con lo siguiente:
39.4.1 Verificaciones comunes a las ofertas de compra y venta.
39.4.1.1 Verificación del estado de la sesión.
El operador del mercado verificará en el momento de recepción de la oferta en su
sistema informático, conforme a la hora de recepción disponible en dicho sistema
informático, que esta hora de recepción es posterior a la apertura de la sesión en el caso
del mercado intradiario de subastas y anterior al momento de finalización del periodo de
aceptación de ofertas. En el caso de presentación de ofertas por fichero. si este ha
comenzado a recibirse en el Sistema de Información de Operador del Mercado antes de
la hora límite de recepción de ofertas y el formato del fichero es correcto, se realizará el
proceso de validación de todas las ofertas incluidas en dicho fichero considerando a
efectos de control de la hora límite de presentación de ofertas la hora de inicio de
recepción del fichero, insertándose cada oferta con el resultado de la validación con la
fecha y hora de finalización de la validación.
39.4.1.2 Verificaciones del agente.
El operador del mercado comprobará, en el momento de la presentación de la oferta
que el agente:
– Está dado de alta en el sistema del operador del mercado, siendo agente del
mercado y no está suspendido por los operadores del sistema como sujeto del sistema
eléctrico.
– Está habilitado para presentar ofertas para la unidad de venta o adquisición. Serán
rechazadas todas las ofertas del agente que presente ofertas para unidades de venta o
adquisición para las que no esté habilitado.
39.4.1.3 Verificación de la unidad de venta o de adquisición.
El operador del mercado comprobará en el momento de la presentación de la oferta
de compra o venta, que las instalaciones o puntos de suministro que integran la unidad
de venta o de adquisición, respectivamente, por la que se presenta dicha oferta, están
dados de alta en el Sistema de Información del Operador del Mercado y autorizados a
ofertar en los periodos de programación para los cuales se presenta la oferta.
El operador del mercado comprobará en el momento de la presentación de la oferta
de compra o venta, que la unidad de venta o de adquisición por la que presenta oferta
está habilitada para participar en las sesiones intradiarias y pertenece al agente.
39.4.1.4 Verificación de la adecuación de los datos de la oferta de compra o venta
con la información contenida en el sistema de información del operador del mercado en
cuanto a la condición de variación de la capacidad de producción.
El operador del mercado comprobará, en el momento de la presentación de la oferta,
que la máxima diferencia entre la producción de energía eléctrica que en la casación del
mercado intradiario de subastas puede aceptarse a dicha unidad de venta en dos horas
consecutivas, es inferior o igual que la que podría suministrar como máximo la unidad de
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venta, conforme a los datos registrados en el Sistema de Información del Operador del
Mercado.
39.4.1.5 Verificación de la adecuación de los datos de la oferta con la información
de que dispone el operador del mercado enviada por los operadores del sistema.
El operador del mercado comprobará, antes de la posible aceptación de la misma,
que la energía eléctrica ofertada respeta las limitaciones unitarias correspondientes a la
unidad de oferta puestas a disposición del operador del mercado por los operadores del
sistema al inicio de la sesión, de acuerdo a la Regla de «Limitaciones a la posibilidad de
ofertar» y las reglas específicas según el tipo de oferta de verificación de energía
máxima a ofertar en un periodo de programación. La oferta será aceptada de forma
provisional, aun en el caso de no cumplir con la validación anterior, informando al agente
responsable de la unidad de oferta del resultado de esta verificación.
El operador del mercado repetirá dicha verificación al cierre de la sesión intradiaria
para todas las ofertas de compra y venta aceptadas de forma provisional durante la
sesión, teniendo en cuenta además las posibles energías casadas en cada periodo hasta
ese momento en el mercado intradiario continuo, siendo definitivamente rechazadas o
consideradas como válidas para el proceso de casación.
39.4.1.6 Verificación de la adecuación de la oferta con condición de energía
máxima.
El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que la
oferta con condición de energía máxima:
– No incorpora la condición de gradiente de carga.
– Es la única oferta presentada para la unidad de venta o adquisición.
39.4.1.7 Verificación de los periodos ofertados.
El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que los
periodos ofertados deben estar comprendidas en el horizonte de casación de la sesión
del mercado intradiario para la que se validan las ofertas.
39.4.2 Verificaciones específicas de las ofertas de venta.
39.4.2.1 Verificación de la adecuación de los precios.
El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que:
– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores a los
límites de precios máximos, ni inferiores a los límites de precios mínimos indicados en el
anexo 2.
– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores ni
inferiores a los umbrales de notificación de precios indicados en el anexo 2. En caso de
ser superados los correspondientes umbrales, el operador del mercado informará al
agente en su respuesta a la inserción de dicha oferta, que la oferta supera en alguna
hora los umbrales de notificación de precios máximo o mínimo establecidos para el
mercado al que se está ofertando. Esta comprobación y respuesta tendrá carácter
informativo para el agente, y será emitida por el operador del mercado sin perjuicio de
cualquier otra validación o respuesta que pudiera realizarse sobre la misma oferta.
– Los tramos incluidos en las ofertas de venta en cada hora deben tener precios
estrictamente crecientes con el número de tramo. Se permiten tramos intermedios vacíos
dentro de cada hora, sin precio y sin energía, pero no con energía cero.
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39.4.2.2 Verificaciones de la energía máxima a ofertar en un periodo de
programación.
El operador del mercado comprobará la adecuación de los datos de la oferta con la
información contenida en el Sistema de Información del Operador del Mercado. La
energía máxima a ofertar en un periodo de programación:
Para una oferta de venta de una unidad de venta presentada a una sesión, se
validará de forma provisional que la energía ofertada en total para cada hora en esa
oferta, más el programa de la unidad previamente casado en cada hora en sesiones y
rondas del mercado intradiario continuo previas o en el PDVD para la primera sesión del
mercado intradiario o en su defecto el PDBF, en caso de no haber sido recibido en ese
instante el PDVD, para unidades de venta no supere alguno de los valores siguientes:
– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.
– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades vigentes.
– La energía limitada por las limitaciones unitarias comunicadas por los operadores
del sistema previamente a la apertura de la sesión del mercado intradiario, excepto para
la primera sesión de subasta intradiaria, comunicadas previamente a la publicación del
PDVD correspondiente.
La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la
validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del
resultado de esta verificación.
El operador del mercado repetirá dicha verificación al cierre de la sesión intradiaria
para todas las ofertas de venta aceptadas de forma provisional durante la sesión,
teniendo en cuenta además las posibles energías casadas en cada periodo hasta ese
momento en el mercado intradiario continuo y considerando siempre el PDVD para la
primera sesión, siendo definitivamente rechazadas o consideradas como válidas para el
proceso de casación.
Para una oferta de venta de unidades de adquisición, presentada a una sesión del
mercado intradiario se validará de forma provisional que el programa de la unidad
previamente casado en cada hora en sesiones y rondas del mercado intradiario continuo
previas o en el PDVD para la primera sesión del mercado intradiario o en su defecto el
PDBF, en caso de no haber sido recibido en ese instante el PDVD, menos la energía
ofertada en total para cada hora en esa oferta, es superior al mínimo entre la energía
limitada por las limitaciones unitarias comunicadas por los operadores del sistema
previamente a la apertura de la sesión del mercado intradiario o la energía disponible
considerando las indisponibilidades vigentes.
La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la
validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del
resultado de esta verificación.
El operador del mercado repetirá dicha verificación al cierre de la sesión intradiaria
para todas las ofertas de venta aceptadas de forma provisional durante la sesión,
teniendo en cuenta además las posibles energías casadas en cada periodo hasta ese
momento en el mercado intradiario continuo y considerando siempre el PDVD para la
primera sesión, siendo definitivamente rechazadas o consideradas como válidas para el
proceso de casación.
39.4.2.3 Verificación de la adecuación de los datos de la condición de ingresos
mínimos para las ofertas de venta.
El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que la
oferta de venta no incorpora la condición de ingresos mínimos en el caso de que más
del 50 % de la energía haya sido ofertada a precio inferior o igual cero.
No se permitirán valores negativos en el término fijo ni en el término variable en la
condición de ingresos mínimos.
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39.4.3 Verificaciones específicas de las ofertas de adquisición.
39.4.3.1 Verificación de la adecuación de los precios.
El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que:
– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores a los
límites de precios máximos, ni inferiores a los límites de precios mínimos indicados en el
anexo 2.
– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores ni
inferiores a los umbrales de notificación de precios indicados en el anexo 2. En caso de
ser superados los correspondientes umbrales, el operador del mercado informará al
agente en su respuesta a la inserción de dicha oferta, que la oferta supera en alguna
hora los umbrales de notificación de precios máximo o mínimo establecidos para el
mercado al que se está ofertando. Esta comprobación y respuesta tendrá carácter
informativo para el agente, y será emitida por el operador del mercado sin perjuicio de
cualquier otra validación o respuesta que pudiera realizarse sobre la misma oferta.
– Los tramos incluidos en las ofertas de compra en cada hora deben tener precios
estrictamente decrecientes con el número de tramo. Se permiten tramos intermedios
vacíos dentro de cada hora, sin precio y sin energía, pero no con energía cero.
39.4.3.2 Verificaciones de la energía máxima a ofertar en un periodo de
programación.
Para una oferta de compra de una unidad de adquisición presentada a una sesión,
se validará de forma provisional que la energía ofertada en total para cada hora en esa
oferta, más el programa de la unidad previamente casado en cada hora en sesiones y
rondas del mercado intradiario continuo previas o en el PDVD o en su defecto el PDBF,
en caso de no haber sido recibido en ese instante el PDVD, para la primera sesión del
mercado intradiario, para unidades de adquisición no supere alguno de los valores
siguientes:
– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.
– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades vigentes.
– La energía limitada por las limitaciones unitarias comunicadas por los operadores
del sistema previamente a la apertura de la sesión del mercado intradiario, excepto para
la primera sesión de subasta intradiaria, comunicadas previamente a la publicación del
PDVD correspondiente.
La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la
validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del
resultado de esta verificación.
El operador del mercado repetirá dicha verificación al cierre de la sesión intradiaria
para todas las ofertas de compra aceptadas de forma provisional durante la sesión,
teniendo en cuenta además las posibles energías casadas en cada periodo hasta ese
momento en el mercado intradiario continuo y considerando siempre el PDVD para la
primera sesión, siendo definitivamente rechazadas o consideradas como válidas para el
proceso de casación.
Para una oferta de compra de unidades de venta, presentada a una sesión de
subasta del mercado intradiario se validará de forma provisional que el programa de la
unidad previamente casado en cada hora en sesiones y rondas del mercado intradiario
continuo previas o en el PDVD para la primera sesión del mercado intradiario o en su
defecto el PDBF, en caso de no haber sido recibido en ese instante el PDVD, menos la
energía ofertada en total para cada hora en esa oferta, es superior al mínimo entre la
energía limitada por las limitaciones unitarias comunicadas por los operadores del
sistema previamente a la apertura de la sesión del mercado intradiario, o la energía
disponible considerando las indisponibilidades vigentes.
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La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la
validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del
resultado de esta verificación.
El operador del mercado repetirá dicha verificación al cierre de la sesión intradiaria
para todas las ofertas de compra aceptadas de forma provisional durante la sesión y
considerando siempre el PDVD para la primera sesión, teniendo en cuenta además las
posibles energías casadas en cada periodo hasta ese momento en el mercado intradiario
continuo, siendo definitivamente rechazadas o consideradas como válidas para el
proceso de casación.
39.4.3.3 Verificación de la adecuación de los datos de la condición de pagos
máximos para las ofertas de compra.
El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que la
oferta de compra no incorpora la condición de pagos máximos en el caso de que más
del 50 % de la energía haya sido ofertada al precio máximo de oferta.
No se permitirán valores negativos en el término fijo ni en el término variable en la
condición de pagos máximos.
39.4.3.4 Verificación del cumplimiento de garantías.
El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que el
agente al que se va a liquidar dicha unidad de oferta dispone de las garantías suficientes
para la oferta de acuerdo con su valoración.
A efectos de la valoración de las ofertas se sumará, en todas las horas, el valor
máximo en cada hora del producto de cada tramo de precio, en valor absoluto, por la
suma de la energía ofertada a un precio, en valor absoluto, superior o igual, excluyendo
los tramos de precio negativo en ofertas de compra y los tramos a precio positivo en las
ofertas de venta. Asimismo, se incluirán los impuestos y cuotas aplicables. Las ofertas
de venta a precio positivo y las ofertas de compra a precio negativo tendrán una
valoración de cero.
El agente al que se va a liquidar la unidad de oferta será único excepto en el caso de
una unidad de oferta de propiedad compartida. En ese caso cada uno de los agentes
titulares deben disponer de garantías suficientes para respaldar el porcentaje de la
valoración de la oferta de su titularidad.
Se comparará el valor de la oferta con el balance de garantías excedentarias de los
agentes correspondientes en el día al que aplica la oferta, con la mejor información
disponible en el momento de la inserción de ofertas. La oferta será aceptada de forma
provisional, pero se informará al agente responsable de la unidad de oferta del resultado
de esta verificación.
La oferta será validada de nuevo con el balance de garantías excedentarias en el día
al que aplica la oferta, con la mejor información disponible en el momento de cierre de
recepción de ofertas, no incorporándose al proceso de casación si alguno de los agentes
no dispone de garantías suficientes.
Por cada oferta incorporada al proceso de casación se anotará una reducción del
balance de garantías excedentarias de los agentes correspondientes por el valor
aplicable de dicha oferta según corresponda. Una vez se realice la liquidación, en lugar
de dicha anotación figurarán los resultados de la facturación.
39.5 Aceptación de las ofertas de compra y venta.
Las ofertas de compra o venta válidas presentadas por cada unidad de venta o
adquisición devendrán firmes en el momento de finalización del periodo de aceptación de
ofertas.
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39.6 Efectos de la inclusión en la casación de las ofertas.
El agente participante en el mercado intradiario deberá aceptar el resultado de la
casación en los términos establecidos en estas reglas.
Regla 40.ª Procedimiento de casación del mercado intradiario de subastas
40.1 Elementos básicos del procedimiento de casación en el mercado intradiario de
subastas.
El operador del mercado realizará la casación de las ofertas de compra y venta de
energía eléctrica por medio del método de casación simple, que es aquél que obtiene de
manera independiente el precio marginal, así como el volumen de energía eléctrica que
se acepta para cada comprador y vendedor para cada periodo de programación. Dicho
método de casación simple se adaptará mediante aquellos algoritmos matemáticos
necesarios para incluir en el procedimiento la posibilidad, de realizar ofertas complejas.
Sólo serán incluidas en el algoritmo de casación las características de las ofertas
complejas contempladas en las presentes reglas. A los efectos de estas reglas de
funcionamiento del mercado se entiende por algoritmo de casación al conjunto ordenado
y finito de operaciones matemáticas que permite obtener en cada periodo de
programación el precio marginal. Dicho precio se corresponde con el punto de corte de
las curvas agregadas de venta y compra, salvo lo indicado en la regla en la que se
especifican las condiciones de casación para el caso de separación de mercados.
La casación podrá realizarse por medio de un procedimiento simple o de un
procedimiento complejo cuando concurran ofertas simples y complejas, de acuerdo con
lo que se establece en esta regla. En todo caso, los criterios de asignación de energía
eléctrica de venta o de adquisición, y de fijación del precio marginal en los casos de
indeterminación, serán comunes para los procedimientos simple y complejo de casación.
40.2 Procedimiento de casación simple.
El operador del mercado obtendrá los precios marginales para cada uno de los
periodos de programación del mismo horizonte de programación, y realizará el reparto
de la energía eléctrica ofertada en cada periodo de programación entre las ofertas de
compra y venta por medio de una casación simple compuesta por las siguientes
operaciones:
a) Determinación de la curva de oferta de venta agregada de energía eléctrica
añadiendo por orden de precio ascendente, las cantidades de energía eléctrica
correspondientes a las ofertas de venta de energía, con independencia de la unidad de
venta o adquisición a la que corresponden.
b) Determinación de la curva de adquisición agregada de energía eléctrica
añadiendo por orden de precio descendente, las cantidades de energía eléctrica
correspondientes a las ofertas de compra de energía, con independencia de la unidad de
venta o adquisición a la que corresponden.
c) Determinación del punto de cruce de las curvas de oferta de compra y de venta
agregadas y obtención para cada periodo de programación del precio marginal,
correspondiente al punto de corte de las curvas agregadas de venta y compra, salvo lo
indicado en la regla en la que se especifican las condiciones de casación para el caso de
separación de mercados.
d) Asignación a cada vendedor, por cada oferta de venta de energía eléctrica que
haya presentado en un mismo periodo de programación, de la energía eléctrica objeto de
la oferta, siempre que el precio de dicha oferta de venta sea inferior o igual al precio
marginal de la energía eléctrica para dicho periodo de programación y exista energía
eléctrica suficiente demandada a dicho precio.
e) Asignación a cada comprador, por cada oferta de adquisición de energía
eléctrica que haya presentado en un mismo periodo de programación, de la energía
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eléctrica a adquirir durante ese periodo de programación, siempre que el precio de dicha
oferta de compra sea superior o igual al precio marginal de la energía eléctrica para
dicho periodo de programación, y exista oferta de venta de energía eléctrica suficiente
ofertada a dicho precio.
f) Al ser las curvas agregadas de venta y adquisición de energía eléctrica curvas
discretas por escalones, el cruce de las mismas puede originar, dentro de alguno o
algunos periodos de programación de un mismo horizonte de programación, una
indeterminación en el reparto de la energía eléctrica, que pueda corresponder a
determinadas ofertas de compra o venta de dicha energía eléctrica. En este supuesto y
cuando el cruce de las curvas agregadas de oferta y de demanda de energía eléctrica se
produzca en un tramo horizontal de cualquiera de ellas o de ambas, el operador del
mercado procederá del modo siguiente:
– En el caso de exceso de oferta de venta de energía eléctrica, este exceso se
deducirá proporcionalmente de las cantidades de energía que figuren en las ofertas de
venta de los vendedores cuyo precio coincida con el precio marginal del periodo de
programación de que se trate.
– En el caso de exceso de oferta de compra, este exceso se deducirá
proporcionalmente de las cantidades de energía incorporadas en aquellas ofertas de
compra de los compradores cuyo precio coincida con el precio marginal del periodo de
programación de que se trate.
Para evitar descuadres debidos al redondeo tras la aplicación de las deducciones de
energía en caso de exceso de oferta o demanda a precio marginal, se aplicará se
aplicará el siguiente procedimiento:
1. Inicialmente, la energía total asignada tras el reparto que no corresponda con un
valor entero del primer decimal se truncará al valor entero inferior de dicho decimal.
2. A continuación, se evalúa el descuadre D, producido (por diferencia con el total
de la demanda aceptada en caso de que el reparto afecte a las ofertas de venta o con el
total de la oferta asignada en caso de que el reparto afecte a ofertas de compra). El valor
del descuadre indica el número de ofertas que deben incrementar su asignación en 0,1
MWh durante el periodo de programación para corregir el descuadre.
3. Finalmente se incrementa en 0,1 MWh la energía aceptada a un número D de
ofertas que entraron en el reparto, eligiendo en primer lugar las que quedaron con un
valor residual más elevado tras el truncamiento al valor entero inferior del primer decimal.
Ante igualdad de este valor se elegirán las ofertas con mayor energía asignada. En caso
de nueva igualdad, se elegirán las ofertas que hayan sido presentadas con anterioridad.
g) Si en el punto de intersección de las curvas agregadas de adquisición y venta,
no coincidiesen los precios de la última unidad de energía aceptada de venta y
adquisición, (lo que es equivalente a que las curvas agregadas de venta y adquisición de
energía eléctrica coincidan o se crucen en un tramo vertical de la curva de venta) el
precio se calculará, redondeando al alza, como el valor medio entre el precio superior y
el precio inferior. El precio superior será el menor precio entre el menor precio de los
tramos de adquisición casados y el menor precio de los tramos de venta no casados y no
retirados con precio superior al precio del tramo de oferta de venta casado de mayor
precio. El precio inferior será el mayor precio entre el mayor precio de los tramos de
venta casados y el mayor precio de los tramos de compra no casados y no retirados con
precio inferior al precio del tramo de compra casado de menor precio, pudiendo
adoptarse un criterio diferente para el mercado intradiario si la experiencia así lo
aconseja.
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40.3 Procedimiento de casación cuando concurran ofertas de compra y venta y
complejas.
Si concurren ofertas simples y complejas de compra y venta de energía eléctrica en
un mismo horizonte de programación, el operador del mercado incorporará en el proceso
de casación con ofertas simples las condiciones que integran las citadas ofertas
complejas como se indica en los apartados siguientes.
40.3.1 Búsqueda de una primera solución válida.
Esta búsqueda tiene por objeto encontrar una solución que determine los precios
marginales correspondientes a los periodos de programación del horizonte de
programación y una asignación de energía eléctrica a cada una de las unidades de venta
y adquisición que hayan presentado ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el
periodo de programación de que se trate, y que cumpla las condiciones derivadas de las
ofertas complejas para el mercado intradiario de subastas.
Para ello el operador del mercado aplicará el método de casación simple descrito en
la cláusula anterior, al que se le incorporará como condición la obtención de una solución
que cumpla con la condición de gradiente de carga. A este método se le denominará
casación simple condicionada.
Para incorporar el tratamiento de las condiciones derivadas de las ofertas complejas
en la búsqueda de la primera solución válida, el proceso comprenderá los siguientes
pasos:
1. Se seleccionan todas las ofertas que se han presentado en la sesión del
mercado intradiario.
2. Se realiza una casación simple con todas las ofertas seleccionadas,
incorporando la restricción de gradiente de carga y la condición de aceptación completa
en cada hora del primer tramo.
3. Se comprueba si todas las ofertas asignadas en la casación simple cumplen la
condición de aceptación completa del primer tramo.
4. Se seleccionan todas las ofertas que no cumplen dicha condición y se ordenan
según se establece en la Regla de «Condición de aceptación completa del primer
tramo», retirándose de la casación la última oferta. Con el conjunto de ofertas restante se
repite el paso 2.
5. Cuando se ha comprobado que todas las ofertas aceptadas cumplen la condición
de aceptación completa del primer tramo, se repiten los pasos 2 a 4 del proceso con las
condiciones de mínimo número de horas consecutivas de aceptación completa del tramo
primero energía máxima e ingresos mínimos/pagos máximos, sucesivamente.
40.3.1.1 Comprobación de la condición de gradiente de carga durante el proceso
de casación simple condicionada.
40.3.1.1.1 Criterios generales.
La condición de gradiente de carga tiene por objeto la limitación de la asignación del
volumen de carga correspondiente a una oferta de compra o venta de una unidad de
venta o adquisición cuando la variación de energía entre dos periodos de programación
consecutivos supera el valor declarado en la oferta.
A los efectos de esta regla se denomina energía agregada de una unidad de venta o
adquisición a la suma de las energías asignadas en virtud del programa diario viable y
mercados intradiarios previos a la sesión actual de dicho mercado más la energía
asignada en el proceso de casación de la citada sesión actual del mercado intradiario.
También a los efectos de esta regla, se denomina:
– Potencia máxima: la menor entre la potencia máxima en el Sistema de Información
del Operador del Mercado, la potencia máxima disponible y la potencia máxima limitada
de manera unitaria por los operadores del sistema por criterios de seguridad.
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– Potencia mínima: la mayor entre la potencia mínima en el Sistema de Información
del Operador del Mercado, y la potencia mínima limitada de manera unitaria por los
operadores del sistema por criterios de seguridad.
Los criterios fundamentales que se aplican en la comprobación de la condición de
gradiente son los siguientes:
– La declaración de gradiente es opcional. Si no se declara ningún valor o se declara
un valor igual a cero (0), significa que la oferta no incorpora esta condición.
– Se podrán utilizar dos conjuntos de gradientes para cada unidad de venta, de
arranque/subida y de parada/bajada cuando la unidad incremente/reduzca su programa
en dos periodos consecutivos.
– El incremento o reducción de la potencia durante cada hora se considerará
siempre lineal.
– La comprobación de la condición se realizará analizando en primer lugar cada uno
de los periodos de programación en sentido directo (es decir, comprobando cada periodo
de programación en función de los datos correspondientes al periodo de programación
anterior) y en segundo lugar en sentido inverso (es decir, comprobando cada periodo de
programación en función de los datos correspondientes al periodo de programación
posterior).
– Durante la comprobación de la condición de gradiente no se modifica ninguna
asignación de energía realizada previamente en el mercado diario, sino solamente las
ofertas que se presenten en la sesión del mercado intradiario.
– En todo caso el operador del mercado asignará al titular de una unidad de venta
que incorpore a las ofertas de venta o compra la condición de gradiente, una cantidad de
energía inferior a la expresada en una oferta de compra o de venta, que la que le hubiere
correspondido de no haber incorporado dicha condición.
40.3.1.1.2 Procedimiento.
Siguiendo los criterios expuestos en los párrafos anteriores, para comprobar la
condición de gradiente, el operador del mercado seguirá el siguiente procedimiento:
a) Comprobación de la condición de gradiente en sentido horario. (Directo).
– En primer lugar, se realiza la casación para la primera hora del horizonte utilizando
todas las ofertas presentadas por cada unidad, de la cual se obtienen los valores
horarios totales de energía para cada unidad en la hora 1 (E1). En estos valores ya se ha
contabilizado la energía asignada en el despacho anterior.
– A continuación, se calculan los valores de energía máxima (EM1) y mínima (EN1)
admisibles para cada unidad en la hora 1. Para esta primera hora, EM1 toma el valor de
la potencia máxima para la unidad en la hora 1, y EN1 toma el valor de la potencia
mínima.
– Se comprueba para cada unidad si E1 está entre los valores obtenidos para EM1 y
EN1. En caso negativo, se comprueba si puede solucionarse este problema basándose
en limitar las ofertas casadas a la unidad. Esto es:
• Si E1 es mayor que EM1, se comprueba si se han aceptado ofertas «a subir» (de
adquisición o de venta) a la unidad. Si es así, se limitan estas ofertas de manera que,
considerando que van a salir casadas las mismas ofertas «a bajar» (recompra o reventa)
en esa hora, el nuevo valor de E1 no pueda superar EM1.
• Si E1 es menor que EN1, se comprueba si se han aceptado por el algoritmo ofertas
de venta o compra, para unidades de adquisición o venta respectivamente. Si es así, se
limitan estas ofertas de manera que, considerando que van a salir casadas las mismas
ofertas de venta o compra para unidades de venta o adquisición respectivamente, en esa
hora, el nuevo valor de E1 no pueda ser inferior a EN1.
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La forma de realizar dichas limitaciones a las ofertas de una unidad será empezando
por las más caras, en los casos de venta, y empezando por las más baratas, en los
casos de adquisición.
Si se han realizado limitaciones a alguna unidad, se repite la casación en esa hora y
se vuelven a comprobar las restricciones anteriores. Si es necesario realizar nuevas
limitaciones, estas se añaden a las que ya se hubieran impuesto en casaciones
anteriores de la misma hora.
Una vez llegue a este punto se da la casación de la hora por válida temporalmente.
– Una vez en esta situación, y para todas las unidades que hayan declarado
gradientes, se calculan los valores de potencia máxima y mínima al final de la hora 1, de
la siguiente forma:
• Si la energía asignada en la hora 1 (E1) es inferior al mínimo técnico, se supone
que la unidad está realizando su puesta en marcha, y se elige como gradiente
ascendente (ga) el gradiente de arranque, y como gradiente descendente (gd) el de
parada. En otro caso, se elige como ga el gradiente de subida y como gd el de bajada.
• Con los gradientes elegidos, se obtienen los valores de potencia máxima y mínima
al inicio de la hora 1 (PM0 y PN0) y al final de la hora 1 (PM1 y PN1) suponiendo
pendientes lineales máximas que haga cumplir el valor de energía E1 obtenido, esto es:
PN0 = E1– ga * 30 PM1 = E1 + ga * 30
PM0 = E1 + gd * 30 PN1 = E1 – gd * 30
• Si PN0 resulta inferior al mínimo o PM1 supera el máximo valor de potencia de la
unidad de venta en la hora 1, se reduce la pendiente al máximo que permita que ambos
valores sean factibles. Análogamente, se comprueban y recalculan, si fuese necesario,
los valores de PM0 y PN1. Los valores máximo y mínimo al final de la hora 1 (PM1 y
PN1) se almacenan para uso posterior.
– Seguidamente, se realiza la casación para la hora 2, obteniéndose para cada
unidad un valor E2 de energía final asignada en la hora 2.
– A continuación, se calculan los valores de energía máxima (EM2) y mínima (EN2)
admisibles para cada unidad en la hora 2, de la siguiente forma:
• Si la unidad no ha declarado gradientes, EM2 toma el valor de la potencia máxima
para la unidad en la hora 2, y EN2 toma el valor de la potencia mínima.
• Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias máxima
(PM2) y mínima (PN2) al final de la hora 2, de la siguiente forma:
○ Para calcular PM2, se selecciona el valor de gradiente ascendente (ga) a utilizar. Si
el valor de potencia máxima al final de la hora 1 (PM1) es estrictamente inferior al mínimo
técnico declarado por la unidad, se selecciona el gradiente de arranque declarado, en
otro caso se selecciona el gradiente de subida.
○ Con el valor de gradiente seleccionado (ga) se calcula PM2= PM1+ga* 60. Si PM2
supera a la potencia máxima para la unidad en la hora 2, se toma dicho máximo como
nuevo valor de PM2.
○ Análogamente, para calcular PN2, se selecciona un valor de gradiente
descendente (gd). Si a partir del valor de PN1 se puede alcanzar un valor inferior al
mínimo técnico al final de la hora 2 con el gradiente de bajada (es decir, si PN1 - gd * 60
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○ Con el valor de gradiente seleccionado, se calcula PN2 = PN1 - gd * 60. Si PN2 es
inferior al valor de potencia mínima para esa unidad en la hora 2, se toma dicho valor
como nuevo valor de PN2.
Una vez obtenidos PM2 y PN2, se calcula EM2 como el valor medio de PM1 y PM2, y
EN2 como el valor medio de PN1 y PN2.
– Se comprueba para cada unidad si E2 está entre los valores obtenidos para EM2 y
EN2. En caso negativo, se comprueba si puede solucionarse este problema basándose
en limitar las ofertas casadas a la unidad, del mismo modo que el explicado para la
hora 1. Se realizan las limitaciones que sean necesarias, y se vuelve a casar la hora 2
hasta que no sea necesario o posible introducir más limitaciones.
– Con los valores E1 y E2 obtenidos para cada unidad que haya declarado
gradientes, se calcula un valor único de potencia al final de la hora 2 (P2).
• En caso de que la restricción de gradientes se haya cumplido (es decir, E2 se
encuentra entre EM2 y EN2), se tratará de asignar un régimen ascendente o
descendente continuo durante las dos horas. La fórmula para P2 será:
P2 = E1 + (E2 – E1) * 3/2
Si el valor de P2 obtenido supera el máximo de la unidad para la hora 2, P2 toma el
valor de este máximo. Análogamente, si P2 es inferior al mínimo de la unidad en la
hora 2, se da a P2 el valor de dicho mínimo.
• En otro caso, si E2 es mayor que EM2, se tomará como P2 el valor máximo entre E2
y PM2, y si E2 es menor que EN2, P2 tomará el mínimo entre E2 y PN2.
– A continuación, se realiza la casación para la hora siguiente (h) de la misma forma,
sin tener en cuenta de momento restricciones de gradiente. Con los valores de energía
obtenidos (Eh), se pasa a verificar si cada unidad cumple las restricciones de gradiente
desde la hora anterior. Para ello, se evalúan los límites superior (EMh) e inferior (ENh) de
energía dentro de los cuales cada unidad puede cumplir sus límites. Estos valores se
calculan de la siguiente forma:
• Si la unidad no ha declarado gradientes, EMh toma el valor de la potencia máxima
para la unidad en la hora h, y ENh toma el valor de la potencia mínima.
• Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias máxima
(PMh) y mínima (PNh) al final de la hora h, de la siguiente forma:
○ Para calcular PMh, se selecciona el valor de gradiente ascendente (g) a utilizar. Si
el valor de potencia al final de la hora anterior (Ph-1) es estrictamente inferior al mínimo
técnico declarado por la unidad, se selecciona el gradiente de arranque declarado, en
otro caso se selecciona el gradiente de subida.
○ Con el valor de gradiente seleccionado (g) se calcula PMh = Ph-1 + g * 60. Si PMh
supera a la potencia máxima para la unidad en la hora h, se toma dicho máximo como
nuevo valor de PMh.
○ Análogamente, para calcular PNh, se selecciona un valor de gradiente
descendente (g). Si a partir del valor de Ph-1 se puede alcanzar un valor inferior al
mínimo técnico al final de la hora h con el gradiente de bajada (es decir, si Ph-1 – g b * 60
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○ Con el valor de gradiente seleccionado, se calcula PNh = Ph-1 – g * 60. Si PNh es
inferior al valor de potencia mínima para esa unidad en la hora h, se toma dicho valor
como nuevo valor de PNh.
Una vez obtenidos PMh y PNh, se calcula EMh como el valor medio de Ph-1 y PMh, y
ENh como el valor medio de Ph-1 y PNh.
– Con los valores de EMh y ENh se pasa a verificar el cumplimiento de las
restricciones de gradiente en esa hora de forma análoga a la explicada para la primera
hora. En caso necesario (si se ha impuesto alguna nueva limitación a alguna unidad), se
realiza una nueva casación y se repiten las verificaciones.
– Una vez obtenida una casación para la hora h, que no obligue a imponer nuevas
limitaciones a ofertas, se obtienen los nuevos valores de energía en la hora h para cada
unidad (Eh). El valor de potencia al final de la hora h (Ph) se obtiene de la siguiente
forma:
• Si Ph-1 es superior o igual a Eh-1 y Eh es superior a Ph-1 (esto es, se sigue una
tendencia ascendente desde la hora anterior), se obtiene Ph = Ph-1 + 2 * (Eh – Ph-1).
• Si Ph-1 es inferior o igual a Eh-1 y Eh es inferior a Ph-1 (esto es, se sigue una
tendencia descendente desde la hora anterior), se obtiene Ph = Ph-1 – 2 * (Ph-1 - Eh).
• En otro caso, se fija el nivel de potencia Ph con el valor de Eh.
• En los casos en que no ha sido posible hacer cumplir la restricción de gradiente por
la imposibilidad de alcanzar el valor de energía Eh desde Ph-1, si Eh es mayor que EMh,
se tomará como Ph el valor máximo entre Eh y PMh, y si Eh es menor que ENh, Ph tomará
el mínimo entre Eh y PNh.
– Este proceso continúa hasta la última hora del horizonte de la sesión.
b) Comprobación de las condiciones de gradiente en sentido contrario al horario.
(Inverso)
A continuación, se realiza la comprobación de gradientes de hora en hora, a partir de
la última hora del horizonte hasta la primera, de forma análoga:
– Los valores de energía (En) obtenidos para la última hora del horizonte (n) se dan
definitivamente por válidos.
– Para todas las unidades que hayan declarado gradientes, se calculan los valores
de potencia máxima y mínima al inicio de la hora n, de la siguiente forma:
• Si En es inferior al mínimo técnico, se elige como gradiente ascendente (ga) el
gradiente de arranque, y como gradiente descendente (gd) el de parada. En otro caso, se
elige como ga el gradiente de subida y como gd el de bajada.
• Con los gradientes elegidos, se obtienen los valores de potencia máxima y mínima
al inicio de la hora n (PMn-1 y PNn-1) y al final de la hora n (PMn y PNn) suponiendo
pendientes lineales máximas que haga cumplir el valor de energía En obtenido, esto es:
PNn-1 = En – ga * 30 PMn = En + ga * 30
PMn-1 = En + gd * 30 PNn = En – gd * 30
• Si PNn-1 resulta inferior al mínimo ó PMn supera el máximo valor de potencia de la
unidad de venta en la hora n, se reduce la pendiente al máximo que permita que ambos
valores sean factibles. Análogamente, se comprueban y recalculan, si fuese necesario,
los valores de PMn-1 y PNn. Los valores máximo y mínimo al inicio de la hora n (PMn-1 y
PNn-1) se almacenan para uso posterior.
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– Seguidamente, se realiza la casación para la penúltima hora (n-1), obteniéndose
para cada unidad un valor En-1 de energía final asignada en esa hora.
– A continuación, se calculan los valores de energía máxima (EMn-1) y mínima
(ENn-1) admisibles para cada unidad en la hora n-1, de la siguiente forma:
• Si la unidad no ha declarado gradientes, EMn-1 toma el valor de la potencia máxima
para la unidad en la hora n-1, y ENn-1 toma el valor de la potencia mínima.
• Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias máxima
(PMn-2) y mínima (PNn-2) al inicio de la hora n-1, de la siguiente forma:
○ Para calcular PMn-2, se selecciona el valor de gradiente descendente (gd) a utilizar.
Si el valor de potencia máxima al final de la hora n-1 (PMn-1) es estrictamente inferior al
mínimo técnico declarado por la unidad, se selecciona el gradiente de parada declarado,
en otro caso se selecciona el gradiente de bajada.
○ Con el valor de gradiente seleccionado (gd) se calcula PMn-2 = PMn-1 + gd * 60. Si
PMn-2 supera a la potencia máxima para la unidad en la hora n-1, se toma dicho máximo
con muevo valor de PMn-2.
○ Análogamente, para calcular PNn-2, se selecciona un valor de gradiente
ascendente (ga). Si a partir del valor de PNn-1 se puede alcanzar un valor inferior al
mínimo técnico al inicio de la hora n-1 con el gradiente de arranque (es decir, si PNn-2 –
ga * 60 MT) entonces se elige el gradiente de arranque. En caso contrario se elige el
de subida.
○ Con el valor de gradiente seleccionado, se calcula PNn-2 = PNn-1 – ga * 60. Si
PNn-2 es inferior al valor de potencia mínima para esa unidad en la hora n-1, se toma
dicho valor como nuevo valor de PNn-2.
Una vez obtenidos PMn-2 y PNn-2, se calcula EMn-1 como el valor medio de PMn-1 y
PMn-2, y ENn-1 como el valor medio de PNn-1 y PNn-2. Si EMn-1 supera al valor obtenido
en el proceso de ida, se toma el antiguo valor de EMn-1, y si ENn-1 es inferior al valor
obtenido en el proceso de ida, se toma el antiguo valor de ENn-1.
– Se comprueba para cada unidad si En-1 está entre los valores obtenidos para
EMn-1 y ENn-1. En caso negativo, se comprueba si puede solucionarse este problema
en base a limitar las ofertas casadas a la unidad, del mismo modo que el explicado para
la hora 1. Se realizan las limitaciones que sean necesarias, y se vuelve a casar la hora
n-1 hasta que no sea necesario o posible hacer más limitaciones.
– Con los valores En y En-1 obtenidos para cada unidad de venta que haya declarado
gradientes, se calcula un valor único de potencia al inicio de la hora n-1 (Pn-2).
• En caso de que la restricción de gradientes se haya cumplido (es decir, En-1 se
encuentra entre EMn-1 y ENn-1) se tratará de asignar un régimen ascendente o
descendente continuo durante las dos horas. La fórmula para Pn-2 será:
Pn-2 = En + (En-1 – En) * 3/2
Si el valor de Pn-2 obtenido supera el máximo de la unidad para la hora n-1, Pn-2 toma
el valor de este máximo. Análogamente, si Pn-2 es inferior al mínimo de la unidad en la
hora n-1, se da a Pn-2 el valor de dicho mínimo.
• En otro caso, si En-1 es mayor que EMn-1, se tomará como Pn-2 el valor máximo
entre En-1 y PMn-1, y si En-1 es menor que ENn-1, Pn-2 tomará el mínimo entre En-1 y
PNn-1.
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– A continuación, se realiza la comprobación y, en caso necesario, nueva casación
de las horas anteriores. Para cada una de ellas (h), se evalúan los límites superiores
(EMh) e inferior (ENh) de energía dentro de los cuales cada unidad puede cumplir sus
límites en la hora h a partir del valor asignado en la hora h+1. Estos valores se calculan
de la siguiente forma:
• Si la unidad no ha declarado gradientes, EMh toma el valor de la potencia máxima
para la unidad en la hora h, y ENh toma el valor de la potencia mínima.
• Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias máxima
(PMh-1) y mínima (PNh-1) al inicio de la hora h, de la siguiente forma:
○ Para calcular PMh-1, se selecciona el valor de gradiente descendente (g) a utilizar.
Si el valor de potencia al final de la hora h (Ph) es estrictamente inferior al mínimo técnico
declarado por la unidad, se selecciona el gradiente de parada declarado por la unidad,
en otro caso se selecciona el gradiente de bajada.
○ Con el valor de gradiente seleccionado (g) se calcula PMh-1 = Ph + g * 60. Si PMh-1
supera a la potencia máxima para la unidad en la hora h, se toma dicho máximo con
muevo valor de PMh-1.
○ Análogamente, para calcular PNh-1, se selecciona un valor de gradiente
ascendente (g). Si a partir del valor de Ph se puede obtener un valor inferior al mínimo
técnico al final de la hora h-1 con el gradiente de arranque (es decir, si Ph - ga * 60 MT)
entonces se elige el gradiente de arranque. En caso contrario se elige el de subida.
○ Con el valor de gradiente seleccionado, se calcula PNh-1 = Ph - g * 60. Si PNh-1 es
inferior al valor de potencia mínima para esa unidad en la hora h, se toma dicho valor
como nuevo valor de PNh.
Una vez obtenidos PMh-1 y PNh-1, se calcula EMh como el valor medio de Ph y PMh-1,
y ENh como el valor medio de Ph y PNh-1. Si EMh supera al valor obtenido en el
proceso de ida, se toma el antiguo valor de EMh, y si ENh es inferior al valor obtenido en
el proceso de ida, se toma el antiguo valor de ENh.
– Con los valores de EMh y ENh se pasa a verificar el cumplimiento de las
restricciones de gradiente en esa hora de forma análoga a la explicada para en el
proceso de ida. En caso necesario (si se ha impuesto alguna nueva limitación a alguna
unidad), se realiza una nueva casación y se repiten las verificaciones.
– Una vez obtenida una casación para la hora h, que no obligue a imponer nuevas
limitaciones a ofertas, se obtienen los nuevos valores de energía en la hora h para cada
unidad (Eh). El valor de potencia al inicio de la hora h (Ph-1) se obtiene de la siguiente
forma:
• Si Ph es superior o igual a Eh+1 y Eh es superior a Ph (esto es, se sigue una
tendencia descendente hacia la hora siguiente), se obtiene Ph-1 = Ph + 2 * (Eh - Ph).
• Si Ph es inferior o igual a Eh+1 y Eh es inferior a Ph (esto es, se sigue una tendencia
ascendente desde la hora anterior), se obtiene Ph-1 = Ph - 2 * (Ph - Eh).
• En otro caso, se fija el nivel de potencia Ph-1 con el valor de Eh.
• En los casos en que no ha sido posible hacer cumplir la restricción de gradiente por
la imposibilidad de alcanzar el valor de energía Eh desde Ph, si Eh es mayor que EMh, se
tomará como Ph-1 el valor máximo entre Eh y PMh, y si Eh es menor que ENh, Ph-1 tomará
el mínimo entre Eh y PNh
– Este proceso continúa hasta la primera hora del horizonte de la sesión.
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40.3.1.2 Condición de aceptación completa del primer tramo.
Para cada oferta que haya incorporado esta condición, se comprobará que el
resultado de la casación, incluye la asignación de toda la energía del primer tramo de
oferta.
Dentro del proceso de búsqueda de la primera solución válida, las ofertas que no
cumplan esta condición se ordenarán de mayor a menor según el porcentaje de energía
total aceptada para todo el horizonte de programación sobre la energía total
correspondiente al primer tramo de la oferta creciente. En caso de igualdad de dicho
porcentaje, tendrán prioridad las ofertas que tengan una mayor cantidad de energía
asignada. En caso de igualdad de este último valor, tendrán prioridad las ofertas que se
hayan recibido antes en el Sistema de Información del Operador del Mercado.
Siguiendo el orden anteriormente citado y comenzando por la oferta de menor
porcentaje, se procederá a retirar las ofertas que no cumplen la condición hasta que
todas las ofertas de la solución la verifiquen.
40.3.1.3 Condición de mínimo número de horas consecutivas con toda la energía
del primer tramo casada.
Para cada oferta que haya incorporado esta condición, se comprobará que el
resultado de la casación en el momento de realizar la comprobación, incluye series
consecutivas de horas con toda la energía aceptada al primer tramo de esa oferta, con
longitud mayor o igual al valor mínimo de horas consecutivas especificado.
Dentro del proceso de búsqueda de la primera solución válida, las ofertas que no
cumplan esta condición se ordenarán de menor a mayor según el número de horas
consecutivas especificadas en la oferta. En caso de igualdad del número de horas,
tendrán prioridad las ofertas que tengan una mayor cantidad de energía asignada. En
caso de igualdad de este valor, tendrán prioridad las ofertas que se hayan recibido antes
en el Sistema de Información del Operador del Mercado.
Siguiendo el orden anteriormente citado y comenzando por la oferta de mayor
número de horas, se procederá a retirar las ofertas que no cumplen la condición hasta
que todas las ofertas de la solución la verifiquen.
40.3.1.4 Condición de energía máxima admisible por oferta.
40.3.1.4.1 Criterios generales.
Para cada oferta que haya incorporado esta condición, el algoritmo se asegurará que
la energía total asignada a la unidad de venta o adquisición en la oferta en cuestión no
excede en ningún caso el límite de energía máxima introducido por el agente.
El algoritmo irá asignando energía a la unidad de venta o adquisición conforme a su
oferta, periodo a periodo, empezando por el primero del horizonte de casación. En el
momento en que la energía asignada en cualquier periodo, sumada a la de los
anteriores, exceda de la cantidad máxima indicada, la energía asignada en el periodo en
cuestión quedará limitada a la cantidad que cumpla que el valor total de energía
asignada a la oferta en los periodos analizados hasta el momento, sea igual a la máxima
admisible.
40.3.1.4.2 Procedimiento.
Al comienzo del método de casación, a cada oferta se le dará un valor nulo de
energía total asignada (Etot = 0).
Durante el proceso de casación de horas en sentido directo, antes de realizar la
casación de la hora h, se verificará si el total de energía ofertada para esa hora (EOh)
sumado a Etot supera la energía máxima especificada para la oferta (EM). Eso es, si Etot
+ EOh > EM, se limitará la oferta de la unidad en la hora h hasta un máximo de EM –
Etot. A continuación, se realiza la casación en la hora h, obteniéndose un valor Eh de
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energía aceptada a la unidad en dicha hora. Se actualiza el valor de Etot sumándole el
nuevo valor Eh.
Durante el proceso de casación de horas en sentido inverso, antes de realizar la
casación de la hora h, se verificará si el total de energía ofertada para esa hora (EOh)
sumado al total asignado en el resto de horas (Etot – Eh) supera la energía máxima
especificada para la oferta (EM). Eso es, si Etot + EOh - Eh > EM, se limitará la oferta de
la unidad en la hora h hasta un máximo de EM – Etot + Eh. A continuación, se realiza la
casación en la hora h, obteniéndose un nuevo valor Eh de energía aceptada a la unidad
en dicha hora. Se actualiza el valor de Etot restándole el valor Eh anterior y sumándole el
nuevo valor Eh.
40.3.1.5 Tratamiento conjunto de las condiciones de ingresos mínimos y pagos
máximos.
Para cada oferta se comprobará que el resultado de la casación, en el momento de
realizar la comprobación de las condiciones de ingresos mínimos o pagos máximos no
incluye ofertas de venta que incumplan la condición de ingresos mínimos u ofertas de
compra que incumplan la condición de pagos máximos.
Se considera que una oferta de venta no cumple su condición de ingresos mínimos,
si el valor de la expresión TFI + TVI * Etot, que representa los ingresos mínimos
solicitados por la oferta, (donde TFI y TVI son, respectivamente, los términos fijos y
variables de su condición de ingresos mínimos y Etot es la suma de las energías
aceptadas a la oferta de venta a lo largo del horizonte de programación) supera a la
suma de términos Eh * Ph para todas las horas del horizonte de programación (siendo
Eh la energía aceptada a la unidad para la hora h, y Ph el precio marginal a esa hora)
que representa los ingresos obtenidos por la venta de energía asignada a lo largo del
citado horizonte de programación.
Se considera que una oferta de compra no cumple su condición de pagos máximos,
si el valor de la expresión TFP + TVP * Etot que representa los pagos máximos
solicitados por la oferta, (donde TFP y TVP son, respectivamente, los términos fijos y
variables de su condición de pagos máximos y Etot es la suma de las energías
aceptadas a la oferta a lo largo del horizonte de programación) es menor que la suma de
términos Eh * Ph para todas las horas del horizonte de programación (siendo Eh la
energía aceptada a la unidad para la hora h, y Ph el precio marginal a esa hora) que
representa los pagos que debe realizar por la adquisición de energía asignada a lo largo
del horizonte de programación.
Las ofertas de venta que no cumplen la condición de ingresos mínimos se retirarán
de aquellas incluidas en la solución.
Las ofertas de compra que no cumplen la condición de pagos máximos, retirarán de
aquellas incluidas en la solución.
40.3.1.6 Condición de aceptación completa en cada hora del tramo primero.
Antes de comenzar el tratamiento de la condición de tramo primero completo por
hora, el sistema dispone de una solución en la que pueden existir tramos de oferta
aceptados parcialmente, ya sea por reglas de reparto, por limitación por gradiente, o por
energía máxima.
El procedimiento de comprobación de la condición de tramo primero completo por
hora consistirá en verificar si existe alguna oferta aceptada parcialmente, que esté
marcada como tramo primero y en la que se haya especificado la comprobación de dicha
condición.
En caso de que exista algún tramo de oferta en estas condiciones, el algoritmo
procederá a anular dichos tramos y a repetir todos los pasos de casación simple, reparto,
verificación de gradientes y energía máxima.
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El proceso continuará hasta que no exista ningún tramo primero de oferta
parcialmente aceptado, cuya oferta global haya especificado la condición de aceptación
del tramo primero completo por hora.
40.3.2 Mejora sucesiva de la primera solución válida.
Una vez encontrada una primera solución válida en la que las ofertas incluidas en la
misma respetan todas las condiciones que hubieren incorporado, se inicia un proceso de
búsqueda de la solución final, definiéndose como tal, aquélla para la cual todas las
ofertas incluidas en la casación cumplen sus condiciones complejas a los precios
resultantes de la casación y no existe ninguna oferta, entre las excluidas de la casación,
que cumpla sus condiciones complejas con los citados precios. Este proceso se
denomina «expansión».
Dicho proceso de búsqueda, tiene como objetivo que la suma de los márgenes de las
ofertas de compra y venta que no han sido aceptadas y para las que dicho margen sea
positivo, sea mínima o nula de acuerdo con la formulación que se desarrolla más
adelante. El margen de una oferta de venta es la diferencia entre los ingresos que
obtendría correspondientes al precio marginal y los ingresos declarados/pedidos en su
oferta, ya sea por medio de los precios introducidos (oferta sin condición de ingresos
mínimos) o por la condición de ingresos mínimos (en el caso contrario). El margen de
una oferta de compra es la diferencia entre la máxima cantidad a satisfacer declarada en
su oferta, –ya sea por medio de los precios introducidos (oferta sin condición de pagos
máximos) o por la condición de pagos máximos (en caso contrario),– y los pagos
correspondientes al precio marginal.
= =
−=
H
1h
T
1t
IMIN(of)PM(h)*h)t,E(of,M(of)
para ofertas de venta y
PM(h)*h)t,E(of,PMAX(of)M(of)
H
1h
T
1t
= =
−=
para ofertas de compra, donde:
E (of,t,h): Energía del tramo t de la oferta of que hubiere resultado casado en la hora
h al precio resultante de la casación PM (h)
IMIN (of): Una de dos alternativas:
– Ingreso mínimo solicitado en la oferta, conforme a las energías que hubiesen
resultado casadas al precio resultante de la casación PM (h), para ofertas que hayan
declarado la condición de ingresos mínimos.
– Ingreso que habría recibido la oferta, conforme a las energías que hubiesen
resultado casadas al precio resultante de la casación PM (h), a los precios incluidos en la
oferta, en caso contrario.
PMAX (of): Pago máximo declarado en la oferta, conforme a las energías que
hubiesen resultado casadas al precio resultante de la casación PM (h), para ofertas que
hayan declarado la condición de pagos máximos.
– Pago que habría realizado la oferta, conforme a las energías que hubiesen
resultado casadas al precio resultante de la casación PM (h), a los precios incluidos en la
oferta, en caso contrario.
M (of): Margen de la oferta.
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Para todas las ofertas cuyo margen de ingreso M(of) sea positivo se calculará la
variable TMI:
=
=
U
1of
M(of)TMI
Cada vez que el operador del mercado haya casado una combinación de ofertas y
esta resulte válida, comprobará si el TMI de dicha combinación es inferior, superior o
igual al TMI que existe para la mejor combinación de ofertas de venta de energía
eléctrica conocida.
• Si el TMI es superior, el operador del mercado registrará la combinación de ofertas
como probada y válida.
• Si el TMI es inferior, el operador del mercado seleccionará la nueva combinación
de ofertas como la mejor identificada hasta ese momento.
• Si el TMI es igual, el operador del mercado elegirá la combinación que tenga un
menor precio medio ponderado de la energía. Si la igualdad persiste se elegirá la
combinación que aporte un margen medio más elevado a las unidades de venta.
El proceso de búsqueda de la solución final estará limitado en tiempo, treinta (30)
minutos y en número de iteraciones, tres mil (3.000), que el operador del mercado
archivará en sus sistemas informáticos.
En caso de no encontrarse en el proceso ninguna solución que cumpla la condición
de ser la solución final buscada, el programa dará como solución la que obtenga un valor
de TM inferior. En este último supuesto el operador del mercado archivará en su sistema
informático el número de iteraciones efectuado.
40.4 Proceso de casación cuando se exceda la capacidad neta de referencia de
intercambio en las interconexiones internacionales.
Una vez obtenida la solución final provisional, sin la consideración de las
capacidades máximas en las interconexiones internacionales comunicadas por los
operadores del sistema antes del cierre de recepción de ofertas del mercado intradiario,
se procederá a calcular la solución final provisional con interconexiones.
El procedimiento de casación del mercado intradiario de subastas está basado en el
mecanismo existente de separación de mercados (market splitting) entre las energías
ofertadas en Portugal y España. En este sentido, el proceso se constituye en dos fases,
siendo la segunda de aplicación exclusivamente en el caso de que se produzca
congestión en la interconexión hispano-portuguesa (situación en que se genera la
separación de mercados propiamente dicha).
Fase 1: Se casa toda la energía ofertada en el mercado intradiario de subastas como
si no hubiera limitación en la interconexión hispano-portuguesa (mercado único). Todos
los bloques de energías se introducen en las mismas curvas de venta y adquisición,
obteniéndose un precio único para todas las energías casadas.
Fase 2: En el caso de que en alguna hora se produzca una congestión en la
interconexión hispano-portuguesa, en dicha hora el mercado se divide en dos zonas
(separación de mercados), casándose la energía ofertada por las unidades localizadas
en España, Francia, Andorra y Marruecos y la energía ofertada por las unidades
localizadas en Portugal en la zona portuguesa, teniendo ambas zonas en cuenta la
energía que fluye de una zona a la otra a través de la interconexión.
Las reglas siguientes describen el proceso completo de casación simple y compleja
para ambas fases, la fase 1 en única zona, y la fase 2, en ambas zonas, en caso de que
dicha fase 2 se produzca.
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En todas las referencias al precio realizadas en dichas reglas debe entenderse que
se refieren al precio único del mercado en caso de la fase 1 (no hay congestión en la
interconexión y, por tanto, no se produce la separación de mercados), y al precio
correspondiente a la zona en la que se localiza la unidad, Portugal o España, en el caso
de la fase 2 (se ha producido la condición de separación de los mercados).
40.4.1 Supuesto de aplicación.
El operador del mercado llevará a cabo el cálculo de la solución final, que
considerará provisional, cuando concurran las siguientes condiciones:
– Que el saldo de energía resultante de las ofertas incluidas en la solución final
provisional y la comprometida en procesos previos, supere para alguna de las
interconexiones internacionales, en alguno de los periodos de programación, la
capacidad máxima o de referencia establecida por los operadores del sistema en alguno
de los sentidos.
40.4.2 Predeterminación de los datos a considerar.
1. El operador del mercado obtendrá una solución en el proceso de casación,
denominada primera solución final provisional, considerando una capacidad de
intercambio ilimitada en las interconexiones.
2. Si en el horizonte de programación se dan las condiciones establecidas en la
regla anterior de «Supuesto de aplicación», el operador del mercado calculará para cada
una de las interconexiones internacionales y periodo de programación, el saldo de las
energías de las ofertas de compra y venta incluidas en la solución final provisional
incrementadas en las pérdidas que correspondan, con la consideración de los acuerdos
de reciprocidad comunicados al operador del mercado por el Ministerio para la Transición
Ecológica y el Reto Demográfico.
3. El operador del mercado calculará la capacidad máxima a ocupar por el saldo
determinado en el apartado anterior, en todas las interconexiones internacionales, y en
todos los periodos de programación. Este máximo será igual a la capacidad máxima
publicada por los operadores del sistema, considerando los programas comprometidos
en procesos previos que afecten a la interconexión internacional. En caso de que dicho
saldo tuviese un valor negativo, se le asignará un valor nulo.
En el caso de la interconexión con el sistema eléctrico francés, solamente se
considerará firme el programa del PHF previo, o del PDVD para la primera sesión del
mercado intradiario, a efectos del cómputo del saldo en la interconexión, de las unidades
con asignación de derechos físicos de capacidad.
40.4.3 Procedimiento de determinación de la solución final.
El operador del mercado realizará el cálculo de una nueva solución final provisional
con interconexiones.
En el caso de ser el saldo de flujo de la energía casada en el mercado en la primera
solución final provisional, superior al saldo máximo asignado en el proceso descrito en la
regla anterior, para alguna de las interconexiones con Francia, Andorra o Marruecos, en
alguno de los sentidos de flujo y periodo de programación, se continuará el proceso de
casación retirando energías de las ofertas presentadas en la interconexión en el sentido
de flujo en el que existe exceso, para el periodo de programación correspondiente, hasta
obtener un resultado de la casación en el que no se superen las valores máximos de
saldo de energía asignados al conjunto de ofertas de mercado o hayan sido retiradas del
proceso de casación todas las ofertas de energía presentadas en el sentido de exceso
del flujo. Para ello se procederá de la forma siguiente:
1. Las energías de ofertas de compra o venta de las unidades con asignación de
derechos físicos de capacidad, serán aceptadas en el proceso de casación del mercado
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intradiario de ofertas, siempre que su precio de oferta sea inferior, ó superior,
respectivamente, al precio marginal resultante del mercado intradiario, y ello, con
independencia del resto de ofertas al mercado que se pretendan realizar a través de la
misma interconexión y sentido de flujo, estando sujeta su programación únicamente a la
existencia de capacidad suficiente para su realización individual.
2. Se retirarán del proceso de casación las energías ofertadas de los tramos
correspondientes al periodo de programación, en las interconexiones y sentido de flujo
en las que existe exceso de flujo, que no hayan sido casadas en la primera solución final
provisional, excepto las correspondientes a las unidades con asignación de derechos
físicos de capacidad que seguirán siendo consideradas en el proceso de casación. Las
energías retiradas no serán consideradas en las siguientes iteraciones del proceso de
casación realizadas para obtener una solución que cumpla con las condiciones de las
ofertas y con los intercambios máximos de saldo energía de las ofertas de mercado.
Para la retirada de ofertas de energía se seleccionará en primer lugar el precio de la
oferta de compra casada de menor precio, para cada periodo de programación, que esté
en el sentido de exceso en alguna de las interconexiones internacionales con Francia,
Andorra o Marruecos, y se seleccionará el precio de la oferta de venta de mayor precio,
para cada periodo de programación, que esté en el sentido de exceso en alguna de las
interconexiones internacionales con Francia, Andorra o Marruecos, sin considerar en
ambos casos las ofertas de compra o venta de las unidades con asignación de derechos
físicos de capacidad. Se calculará para cada periodo de programación la energía casada
de ofertas de compra a precio inferior al precio de adquisición seleccionado (C) y la
energía casada de ofertas de venta a precio superior al precio de venta seleccionado (V).
Se comenzará por adquisiciones o ventas según sea menor el valor de la energía
calculada, C o V, en cada periodo de programación. En caso de igualdad en el valor de
dicha energía, C y V, se comenzará por las adquisiciones.
El valor de energía a retirar para cada interconexión con Francia, Andorra o
Marruecos, será el menor entre el exceso en la interconexión y sentido, y el valor de las
energías casadas al mismo precio en la interconexión seleccionada y sentido en el que
existe exceso, exceptuadas las unidades con asignación de derechos físicos de
capacidad.
– En el caso de estar involucradas varias ofertas al mismo precio y distinta
interconexión serán retiradas simultáneamente todas las ofertas casadas al mismo
precio independientemente de la interconexión internacional con Francia, Andorra o
Marruecos, a la que correspondan.
– En caso de ser la energía correspondiente a las ofertas de las unidades con
asignación de derechos físicos de capacidad, estas quedarán exentas de la retirada del
proceso de casación.
– En caso de estar involucradas dos o más ofertas de la misma interconexión de las
que se pueda retirar energía al mismo precio y ser el valor de energía de ofertas a retirar
inferior a la suma de las energías casadas de dichas ofertas, se realizará un prorrateo
proporcional a la energía casada a ese precio de cada una de ellas.
– Para las ofertas de compra para el cálculo del valor de la energía a retirar de las
ofertas del mercado se considerará el coeficiente de pérdidas correspondiente.
Las energías de ofertas retiradas no participarán en las iteraciones posteriores del
algoritmo realizadas para obtener una solución que cumpla con los saldos máximos en
todas las interconexiones internacionales.
3. Una vez retiradas las ofertas de energía a un mismo precio de cada
interconexión y sentido en el que existe exceso de flujo, se realizará de nuevo el proceso
de casación comprobándose de nuevo el flujo máximo en cada una de las
interconexiones y periodos de programación, en ambos sentidos de flujo, repitiéndose el
proceso descrito.
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En ningún caso podrán ser retiradas energías comprometidas en mercados o
procesos previos a la realización del proceso de casación del mercado intradiario de
subastas.
4. En el caso de existir exceso en el saldo de las energías casadas en el mercado
en alguno de los periodos de programación e interconexión con Francia, Andorra o
Marruecos, respecto al máximo calculado, y no existir ninguna oferta de energía en el
sentido del exceso en la interconexión y periodo de programación en el que existe
exceso excepto la de las unidades con asignación de derechos físicos de capacidad, se
procederá a retirar energía de las ofertas de las unidades con asignación de derechos
físicos de capacidad si estos son del mismo sentido de flujo, periodo de programación e
interconexión, en el que existe exceso, hasta el valor necesario para que no exista
exceso, con el límite de la energía ofertada en la sesión del mercado intradiario.
Como resultado del proceso de casación, considerando la existencia de las
condiciones complejas de las ofertas, puede producirse de forma excepcional la
circunstancia de que resulte capacidad libre o exista energía ofertada por las unidades
con asignación de derechos físicos de capacidad no casada, siendo el precio resultado
de la casación superior o inferior al precio ofertado en dichos contratos, según sean las
unidades con asignación de derechos de capacidad de importación o exportación.
40.4.4 Procedimiento de separación de mercados cuando hay congestión en la
interconexión hispano-portuguesa.
Para el caso de la interconexión hispano-portuguesa, dentro del mecanismo de
separación de mercados del mercado intradiario, en caso de que alguna hora se
produzca una congestión en la interconexión, se procederá de la siguiente manera:
Se repetirá el proceso de casación para la zona de oferta española conforme a la
Regla de «Procedimiento de determinación de la solución final» con la consideración de
la exportación o importación hasta el valor máximo (considerando la ocupación
determinada por programas previos) con el sistema eléctrico portugués, según haya sido
el sentido de la congestión. El proceso de casación se realizará por tanto considerando
todas las ofertas válidas presentadas excepto las correspondientes a unidades del
sistema eléctrico portugués, más una oferta adicional a precio máximo o mínimo de
oferta indicados en el anexo 2. La oferta adicional será de adquisición a precio máximo
de compra en caso de congestión en sentido del sistema español al sistema portugués, y
será de venta a precio mínimo de venta en caso de congestión en sentido del sistema
portugués al sistema español. Esta oferta adicional tendrá precedencia en el proceso de
casación sobre las ofertas al mismo precio, ya sea el máximo o el mínimo.
Se repetirá el proceso de casación para la zona portuguesa conforme a la Regla
«Procedimiento de casación del Mercado Intradiario de subastas» con la consideración
de la exportación o importación hasta el valor máximo (considerando la ocupación
determinada por programas previos) con el sistema eléctrico español, según haya sido el
sentido de la congestión. El proceso de casación se realizará por tanto considerando
todas las ofertas válidas presentadas correspondientes a unidades del sistema eléctrico
portugués, más una oferta adicional a precio máximo o mínimo de oferta indicados en el
nexo 2. La oferta adicional será de venta a precio mínimo de venta en caso de
congestión en sentido del sistema español al sistema portugués, y será de compra a
precio máximo de compra en caso de congestión en sentido del sistema portugués al
sistema español. Esta oferta adicional tendrá precedencia en el proceso de casación
sobre las ofertas al mismo precio, ya sea el máximo o el mínimo.
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Regla 41.ª Resultado de la casación del mercado intradiario de subastas
41.1 Cálculo del programa incremental resultado del mercado intradiario de
subastas.
Una vez establecidas las ofertas que entran en el proceso de casación enviadas por
los agentes conforme a las reglas del mercado, el operador del mercado realizará el
proceso de casación obteniendo el programa incremental resultado del mercado
intradiario de subastas (PIBCI).
41.2 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas casadas
en el resultado de la casación.
El operador del mercado establecerá el orden de precedencia de las ofertas casadas,
casadas parcialmente y no casadas, tomando como base los tramos de energía y sus
precios, sin considerar ninguna condición compleja de las ofertas. Dicho orden tendrá las
consideraciones siguientes:
– En caso de que dos tramos de oferta tengan el mismo precio, éstos se ordenarán
por orden decreciente de fecha, hora, minuto y segundo de inserción en el Sistema de
Información del Operador del Mercado.
– En el caso de que la mencionada fecha, hora, minuto y segundo también coincida
en ambas ofertas, estás se ordenarán de mayor a menor cantidad de energía en el
tramo.
– En caso de que la cantidad de energía también coincida se ordenarán por orden
alfabético, y numérico en su caso, decreciente.
Regla 42.ª Información del proceso de aceptación, verificación de ofertas y del
resultado de la casación del mercado intradiario de subastas
Como consecuencia de los procesos de aceptación, verificación de ofertas y del
resultado de la casación del mercado intradiario el operador del mercado generará la
siguiente información, la cual será puesta a disposición según se describe:
Información del proceso de aceptación y verificación de ofertas.
– El resultado de la aceptación o no y verificación tanto en la inserción de la oferta
como en la validación previa a la casación, será puesto a disposición del agente del
mercado con las razones de su exclusión en los términos establecidos en las presentes
reglas cuando así lo solicite. Dicha información estará disponible en el momento en que
se genere.
– Ofertas válidas de las unidades de adquisición o de venta que hubieran sido
presentadas a la sesión.
Se pondrá a disposición de los operadores del sistema con la confidencialidad
correspondiente y de los agentes del mercado respetando la confidencialidad establecida
en las presentes reglas, después de la realización de la casación de cada mercado
intradiario, el conjunto de ofertas válidas de venta y adquisición presentadas a cada una
de las sesiones del mercado intradiario.
Información del resultado de la casación del mercado intradiario de subastas.
– Precios resultado de la casación.
Se generarán como resultado del proceso de casación de cada una de las sesiones
de mercado intradiario de subastas y serán públicos, y además serán puestos a
disposición de los agentes del mercado, siendo publicado después de su generación.
Se pondrá a disposición del operador del sistema tan pronto termine el periodo de
reclamaciones al resultado de la casación.
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– Programa Intradiario Base de Casación Incremental (PIBCI).
Se generará como resultado del proceso de casación de cada una de las sesiones
de mercado intradiario y será puesto a disposición de los agentes del mercado con la
confidencialidad establecida en las presentes reglas, inmediatamente después de su
generación.
Se pondrá a disposición del operador del sistema tan pronto termine el periodo de
reclamaciones al resultado de la casación, con la confidencialidad correspondiente.
El operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema con la
confidencialidad correspondiente el programa incremental provisional resultado de la
casación, asignando previamente a una unidad de oferta genérica, los valores
correspondientes a la unidad de oferta genérica de venta y los valores correspondientes
a la unidad de oferta genérica de adquisición, con su signo. La unidad de oferta genérica
tendrá valores positivos y negativos y servirá exclusivamente para poner a disposición de
los operadores del sistema, el resultado de la casación.
– Programa Intradiario Base de Casación Acumulado (PIBCA).
Se generará como resultado del proceso de casación de cada una de las sesiones
de mercado intradiario y será puesto a disposición de los agentes del mercado con la
confidencialidad establecida en las presentes reglas inmediatamente después de su
generación.
– El orden de precedencia económica.
Se generará como resultado del proceso de casación y para cada periodo de
programación del horizonte de programación de cada una de las sesiones de mercado
intradiario y será puesto a disposición de los operadores del sistema con la
confidencialidad correspondiente, tan pronto termine el periodo de reclamaciones al
resultado de la casación.
– Curvas agregadas de oferta y demanda.
Se generará como resultado del proceso de casación de cada uno de los periodos de
programación de las sesiones de mercado intradiario y serán públicos, siendo además
puesto a disposición de los agentes del mercado con la confidencialidad establecida en
las presentes reglas y publicadas después de su generación.
– Ocupación de cada una de las interconexiones internacionales por hora con
indicación de la capacidad comercial máxima de importación y exportación por cada
interconexión, la capacidad ocupada en cada sentido e interconexión y la capacidad libre
en cada sentido e interconexión. Se generará como resultado del proceso de casación
de cada uno de los periodos de programación de las sesiones de mercado intradiario y
serán públicos.
Regla 43.ª Situaciones excepcionales en los mercados intradiarios de subastas
Son situaciones excepcionales aquéllas que determinen una imposibilidad de llevar a
cabo de forma adecuada el proceso de presentación y aceptación de ofertas o el
proceso de casación.
Las situaciones a que se refiere el apartado anterior pueden ser consecuencia, a
título enunciativo, de alguno o algunos de los siguientes supuestos:
a) Imposibilidad de realizar el proceso de mejora sucesiva de la primera solución
válida.
En caso de no ser posible la ejecución del proceso de mejora sucesiva de la primera
solución válida, se tomará la primera solución válida como resultado del proceso de
casación.
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b) Fuerza mayor.
b.1 Si Esta fuera previsible, pero inevitable, el operador del mercado suspenderá la
correspondiente sesión del mercado intradiario de subastas. A partir de ese momento y
hasta la convocatoria de la siguiente sesión del mercado intradiario de subasta, el
operador del mercado pondrá a disposición de los agentes, en la medida de lo posible, la
negociación en el mercado intradiario continuo.
b.2 Si una vez abierta la sesión del mercado intradiario se presentan averías en los
equipos informáticos, mal funcionamiento de aplicaciones informáticas o de
comunicaciones del operador del mercado que impidan el correcto funcionamiento de los
mismos, el operador del mercado podrá suspender la sesión, sin perjuicio a la
negociación del mercado intradiario continuo, comunicando a los operadores del sistema
la información disponible para que este resuelva de acuerdo con los procedimientos de
operación del sistema aplicables.
c) Imposibilidad de determinación de la casación como consecuencia de las
condiciones técnicas y de las ofertas complejas.
Cuando no exista la posibilidad de encontrar una solución, como consecuencia de las
condiciones técnicas y de las ofertas complejas, el operador del mercado procederá a
finalizar la sesión sin asignar ninguna cantidad de energía a ninguna de las ofertas de
venta o adquisición presentadas.
43.1 Indisponibilidad del programa diario viable.
Si los operadores del sistema no hubiesen publicado el Programa Diario Viable
definitivo (PDVD) en hora y sin perjuicio de lo descrito en la Regla «Secuencia de
operaciones de los mercados intradiarios», el operador del mercado podrá tomar la
decisión de suspender la sesión del mercado intradiario, modificar el horizonte de
programación de la sesión, realizar la casación del horizonte de programación completo
correspondiente a dicha sesión, pero considerando inválido a todos los efectos el
resultado para, alguna o algunas, de las horas del horizonte por causa de fuerza mayor.
Regla 44.ª Liquidación de las subastas del mercado intradiario
El operador del mercado determinará la liquidación de la energía para cada agente
que participe en las subastas de mercado intradiario y en cada periodo de programación,
por cada unidad de adquisición y unidad de venta.
44.1 Determinación de la retribución correspondiente a los vendedores como
resultado de la liquidación de las subastas de mercado intradiario.
Los vendedores que operen en las subastas de mercado intradiario percibirán por
cada unidad de venta o adquisición, y para cada periodo de programación en el que el
precio marginal sea positivo, una retribución que incorporará el precio marginal en el
mercado intradiario de cada periodo de programación de la zona de oferta, española o
portuguesa, en la que se encuentre situada la unidad.
Los vendedores que operen en las subastas del mercado intradiario satisfarán, por
cada unidad de venta o adquisición, y para cada periodo de programación en el que el
precio marginal sea negativo, el pago correspondiente al precio marginal en el mercado
intradiario de cada periodo de programación de la zona de oferta, española o
portuguesa, en la que se encuentre situada la unidad.
El operador del mercado realizará la liquidación diaria de la energía eléctrica para
cada vendedor que participe en el mercado intradiario por cada unidad de venta o de
adquisición que haya sido incorporada en el programa resultante de la casación.
Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las
correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevará a tales efectos por
cada unidad de venta.
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44.2 Precios a considerar en la determinación del precio de la adquisición de
energía eléctrica en las subastas del mercado intradiario.
Los compradores que operen en las subastas del mercado intradiario satisfarán, por
la energía eléctrica adquirida, y para cada periodo de programación en el que el precio
marginal sea positivo, un importe que incorporará el precio marginal en el mercado
intradiario de cada periodo de programación de la zona de oferta, española o
portuguesa, en la que se encuentre situada la unidad.
Los compradores que operen en las subastas del mercado intradiario percibirán, por
la energía eléctrica adquirida incorporada en el programa resultante de la casación y
para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea negativo, una
retribución que incorporará el precio marginal en el mercado intradiario de cada periodo
de programación de la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre la
unidad de adquisición.
Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las
correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevará a tales efectos por
cada unidad de compra.
44.3 Derechos de cobro en las subastas del mercado intradiario.
El vendedor cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en las sesiones de
contratación del mercado intradiario e incorporadas al programa resultante de la
casación, tendrá un derecho de cobro que se calculará como el producto de la energía
eléctrica cuya venta se asigne en cada periodo de programación en el que el precio
marginal sea positivo, a la unidad de producción, o de adquisición, de que sean titulares,
o bien no de su titularidad pero a las que representen en nombre propio y por cuenta
ajena, por el precio marginal fijado para el mismo, en la sesión de contratación
correspondiente, de la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre
situada la unidad.
El derecho de cobro del vendedor para la unidad de oferta u en la hora h será:
DCI(u,h,s,z) = EPIBC(u,h,s,z) * PMHI(h,s,z)
siendo:
DCI (u,h,s,z): Derecho de cobro del vendedor en el mercado intradiario por la oferta
correspondiente a la unidad de venta o de adquisición u, situada en la zona de oferta z,
para la hora h, en la sesión «s».
EPIBC (u,h,s,z): Energía de venta asignada a la unidad de venta o de adquisición u,
situada en la zona de oferta z, para la hora h en el mercado intradiario en la sesión «s».
PMHI (h,s,z): Precio marginal horario positivo correspondiente a la hora h en el
mercado intradiario en la sesión «s» en la zona de oferta z.
El comprador cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en las sesiones de
contratación del mercado intradiario e incorporadas al programa resultante de la
casación, tendrá un derecho de cobro que se calculará como el producto de la energía
eléctrica cuya compra se asigne en cada periodo de programación en el que el precio
marginal sea negativo, a la unidad de producción, o de adquisición, de que sean
titulares, o bien no de su titularidad pero a las que representen en nombre propio y por
cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo, en la sesión de contratación
correspondiente, de la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre
situada la unidad.
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El derecho de cobro del comprador para la unidad de oferta u en la hora h será:
DCI(u,h,s,z) = EPIBC(u,h,s,z) * PMHI(h,s,z)
siendo:
DCI(u,h,s,z): Derecho de cobro del comprador en el mercado intradiario por la oferta
correspondiente a la unidad de venta o de adquisición u, situada en la zona de oferta z,
para la hora h, en la sesión «s».
EPIBC(u,h,s,z): Energía de venta asignada a la unidad de venta o de adquisición u,
situada en la zona de oferta z, para la hora h en el mercado intradiario en la sesión «s».
PMHI (h,s,z): Precio marginal horario negativo correspondiente a la hora h en el
mercado intradiario en la sesión «s» en la zona de oferta z.
44.4 Obligaciones de pago en las subastas del mercado intradiario.
El comprador cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en las sesiones de
contratación del mercado intradiario e incorporadas en el resultado de la casación,
tendrá una obligación de pago en cada periodo de programación en el que el precio
marginal sea positivo, que se calculará como el producto de la energía eléctrica cuya
compra se asigne en cada periodo de programación a la unidad de venta o de
adquisición de que sean titulares, o bien no de su titularidad pero a las que representen
en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo, en la
sesión de contratación correspondiente, para la zona de oferta, española o portuguesa,
en la que se encuentre situada la unidad.
La obligación de pago del comprador para la unidad de oferta u en la hora h será:
OPI(u,h,s,z) = ECPIBC(u,h,s,z) * PMHI(h,s,z)
siendo:
OPI (u,h,s,z): Obligación de pago del comprador en el mercado intradiario de
subastas por la oferta correspondiente a la unidad de adquisición o de venta u, situada
en la zona de oferta z, para la hora h en la sesión «s».
ECPIBC (u,h,s,z): Energía de compra correspondiente a la unidad de oferta de
adquisición o de venta u, situada en la zona de oferta z, para la hora h en la sesión «s».
PMHI (h,s,z): Precio marginal horario positivo correspondiente a la hora h en el
mercado intradiario en la sesión «s» en la zona de oferta z.
El vendedor cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en las sesiones de
contratación del mercado intradiario e incorporadas en el resultado de la casación,
tendrá una obligación de pago en cada periodo de programación en el que el precio
marginal sea negativo, que se calculará como el producto de la energía eléctrica cuya
venta se asigne en cada periodo de programación a la unidad de venta o de adquisición
de que sean titulares, o bien no de su titularidad pero a las que representen en nombre
propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo, en la sesión de
contratación correspondiente, para la zona de oferta, española o portuguesa, en la que
se encuentre situada la unidad.
La obligación de pago del vendedor para la unidad de oferta u en la hora h será:
OPI(u,h,s,z) = EVPIBC(u,h,s,z) * PMHI(h,s,z)
siendo:
OPI (u,h,s,z): Obligación de pago del vendedor en el mercado intradiario de subastas
por la oferta correspondiente a la unidad de adquisición o de venta u, situada en la zona
de oferta z, para la hora h en la sesión «s».
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EVPIBC (u,h,s,z): Energía de venta correspondiente a la unidad de oferta de
adquisición o de venta u, situada en la zona de oferta z, para la hora h en la sesión «s».
PMHI (h,s,z): Precio marginal horario negativo correspondiente a la hora h en el
mercado intradiario en la sesión «s» en la zona de oferta z.
44.5 Ingresos en las subastas del mercado intradiario por el proceso de separación
de mercados en la interconexión entre España y Portugal.
La liquidación de cada sesión de contratación del mercado intradiario tras la
aplicación del proceso de separación de mercados dará lugar a unos ingresos que se
calcularán como el producto de la capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el
marco del proceso de separación de mercados en cada periodo de programación por la
diferencia de los precios marginales fijados para el mismo para dicha sesión de
contratación en cada una de las zonas de oferta, española y portuguesa. Dichos
ingresos, denominados renta de congestión, se repartirán a partes iguales entre el
sistema eléctrico español y el sistema eléctrico portugués.
Se anotará, por lo tanto, a cada operador del sistema un derecho de cobro en cuenta
en la hora h como:
DCPIBCPTES_CI(h,s) = 0,5 * abs(EPIBCPTES(h,s)) * abs(PMHI(h,s,z1)-PMHI(h,s,z2))
siendo:
DCPIBCPTES_CI (h,s): Derecho de cobro en la hora h, en la sesión de contratación
«s» del mercado intradiario, anotado en cuenta a los operadores del sistema español y
portugués, por la aplicación del proceso de separación de mercados entre las dos zonas
de oferta, española y portuguesa.
EPIBCPTES (h,s): Capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del
proceso de separación de mercados en la hora h entre la zona de oferta española y
portuguesa en la sesión de contratación «s» del mercado intradiario.
z1, z2: Subíndices que se refieren a las zonas de oferta española y portuguesa
respectivamente.
44.6 Publicación de los resultados de la liquidación de las subastas del mercado
intradiario.
De acuerdo con las normas generales de confidencialidad establecidas en estas
reglas, tras cada sesión del mercado intradiario de subastas el operador del mercado
pondrá a disposición de los agentes del mercado, a través de sus sistemas de
información, los resultados sobre los derechos de cobro y las obligaciones de pago
derivados de dicha sesión de mercado, para el horizonte diario de programación
correspondiente a cada sesión de contratación.
Las anotaciones correspondientes a cada sesión de contratación serán provisionales
si:
(a) La casación correspondiente fuera provisional de acuerdo con la Regla de
«Secuencia de operaciones de los mercados intradiarios».
(b) La existencia de reclamaciones pendientes respecto del desarrollo de alguna
sesión de contratación del mercado.
(c) Apareciesen, a posteriori, valores erróneos en la liquidación.
Estas anotaciones devendrán definitivas cuando no concurra ninguna de las
circunstancias anteriores, salvo en el caso de que por alguno de dichos motivos fuera
necesario realizar una nueva liquidación, en cuyo caso las nuevas anotaciones serán
definitivas cuando no concurra ningún motivo de provisionalidad entre los citados en los
párrafos anteriores.
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Mercado intradiario continuo
Regla 45.ª Objetivo y conceptos básicos
Acorde a lo dispuesto en el Reglamento (EU) 2015/1222 del 24 de julio de 2015, en
adelante CACM, el mercado intradiario continuo tiene por objeto atender la venta y la
adquisición de energía que se pueda producir en las horas más próximas al tiempo de
entrega de la energía física (tiempo real), teniendo en cuenta el Programa Diario Viable
definitivo (PDVD) y el resultado de las sucesivas subastas intradiarias realizadas por el
operador del mercado.
El mercado intradiario continuo se estructura de acuerdo con las siguientes reglas:
a) El periodo de negociación en el mercado intradiario continuo se establecerá de
conformidad al contenido del CACM.
b) El momento inicial de presentación de ofertas de venta y de adquisición en el
mercado intradiario continuo, y el plazo de presentación de las mismas, será el
determinado en el anexo 1 de estas reglas.
c) El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes la posibilidad de
negociar al menos el producto horario, tal y como se define en el anexo 1, pudiendo
existir más productos.
d) La ampliación o reducción del número productos negociables en el mercado
intradiario continuo podrá ser realizada a propuesta del operador del mercado y previa
autorización de los organismos reguladores que corresponda.
e) Un contrato es un producto aplicado a un instante, de inicio y de fin concreto,
para el cual los agentes de mercado podrán presentar ofertas de venta y/o adquisición
durante el periodo de negociación habilitado.
f) El estado de cada contrato establecerá la posibilidad de que los agentes
presenten ofertas al mercado intradiario continuo. Dicho estado se corresponde con uno
de los cuatro siguientes:
– FIN: Contrato cerrado y finalizado. No se admiten ofertas para un periodo de
negociación en dicho estado.
– TRADE: Contrato abierto y en negociación. Se admiten ofertas para un periodo de
negociación en dicho estado.
– UPC: Contrato cerrado y a la espera de ser abierto a negociación. No se admiten
ofertas para un periodo de negociación en dicho estado.
– INT: Contrato con la negociación interrumpida por parte de la Plataforma de
Contratación Continua Europea. En este estado no se admiten ofertas.
El ciclo de vida (inicio-negociación-fin) de cada contrato de cada producto, seguirá un
horario establecido, tal y como se define en el anexo 1.
g) Se define como ronda, el periodo de negociación del mercado intradiario
continuo en el que las operaciones realizadas por los agentes son agrupadas para un
procesamiento común. La apertura de una ronda se produce en el instante en el que se
cierra la ronda inmediatamente anterior. El cierre de una ronda está asociado con el
cierre de negociación de un contrato en la Plataforma de Contratación Continua
Europea.
La ampliación o reducción del número de sesiones de subastas del mercado
intradiario y su impacto en el funcionamiento y los horizontes de negociación del
mercado intradiario continuo, podrá ser realizada por el operador del mercado, previa
autorización de los organismos reguladores que corresponda.
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Regla 46.ª Ofertas al mercado intradiario continuo
46.1 Ofertas.
Podrán presentarse varias ofertas de venta y/o adquisición para un mismo contrato
en negociación y una misma unidad de venta o adquisición que serán tratadas de forma
independiente.
Para cada oferta deberá ser especificada al menos, la siguiente información:
– Contrato ofertado.
– Unidad de oferta o porfolio.
– Cantidad de energía ofertada, expresada como un número entero en MWh, con
una cifra decimal.
– Precio de la oferta, expresado en €/MWh, con dos decimales.
– Si la oferta es de compra o de venta.
– Las condiciones de oferta aplicables, tal y como se indica en la Regla de
«Condiciones a las ofertas en mercado intradiario continuo».
Pudiendo ser dicha información modificada dependiendo del producto en cuestión, tal
y como se define en el anexo 1.
46.2 Proceso de envío de ofertas.
Se podrán enviar ofertas de venta y adquisición a los contratos que estén en estado
de contratación.
Los agentes de mercado enviarán sus ofertas de venta y adquisición a través de la
Plataforma de Negociación provista por el operador de mercado, en el que introducirán
toda la información requerida para el envío de las mismas.
Además, en la negociación en mercado intradiario continuo, y a fin de simplificar el
proceso, los agentes de mercado podrán seleccionar las ofertas para un determinado
contrato con las que desee cerrar una transacción, por la cantidad y el precio,
presentados en dicho momento en el Libro de Ofertas. En este caso, el cliente de
negociación proporcionado por el operador del mercado generará una oferta con dichos
parámetros de cantidad y precio, siempre dentro de los límites válidos, pudiendo el
agente, previo a su envío, modificarlos y añadir condiciones para su oferta.
46.2.1 Limites máximos y mínimos de cantidad de energía y precio aceptados por
el operador del mercado en el mercado intradiario continuo.
El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que:
– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores a los
límites de precios máximos, ni inferiores a los límites de precios mínimos indicados en el
anexo 2.
– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores ni
inferiores a los umbrales de notificación de precios indicados en el anexo 2. En caso de
ser superados los correspondientes umbrales, el operador del mercado informará al
agente en su respuesta a la inserción de dicha oferta, que la oferta supera en alguna
hora los umbrales de notificación de precios máximo o mínimo establecidos para el
mercado al que se está ofertando. Esta comprobación y respuesta tendrá carácter
informativo para el agente, y será emitida por el operador del mercado sin perjuicio de
cualquier otra validación o respuesta que pudiera realizarse sobre la misma oferta.
También se verificará en el momento de la inserción que la energía ofertada no
supera la cantidad máxima. La oferta se rechazará en caso contrario.
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Los valores en límites de cantidad y precio para la inserción de ofertas de venta y
adquisición al mercado intradiario continuo, serán, en cualquier caso:
– Cantidad máxima: en MWh de acuerdo a establecido en la Plataforma de
Contratación Continua Europea.
– Precio máximo: según lo establecido en el anexo 2.
– Precio mínimo: según lo establecido en el anexo 2.
46.2.2 Validación de ofertas.
Toda oferta recibida en la Plataforma de Negociación del Operador de Mercado, y de
forma previa a su envío e incorporación en el Libro de Ofertas, estará sujeta a un
proceso de validación, existiendo condiciones de aceptación de la oferta.
Las ofertas presentadas de venta y adquisición que no cumplan las condiciones de
aceptación, serán rechazadas y no serán tenidas en cuenta. A tal efecto, se realizarán
las siguientes validaciones de aceptación de las ofertas:
– El contrato está en un estado que permite la recepción de ofertas (TRADE).
– El agente de mercado está facultado para presentar ofertas de venta y adquisición
para dicho contrato en el momento de validación de la oferta.
– El agente de mercado está dado de alta con fecha vigente en el operador del
mercado.
– La unidad de oferta o porfolio para la que se presenta la oferta es válida, está
vigente y el agente es el responsable de enviar ofertas de dicha unidad.
– Se verificará que el valor económico de la oferta no supera el correspondiente
límite operativo. Si la unidad de oferta es de propiedad compartida, los agentes titulares
deberán disponer de límite operativo suficiente para respaldar el porcentaje de la oferta
de su titularidad.
El valor económico de la oferta de compra se calculará como el producto de la
energía por el precio, en caso de ser este último positivo. Si el precio fuera negativo la
valoración será cero.
El valor económico de la oferta de venta se calculará como el valor absoluto del
producto de la energía por el precio, en caso de ser este último negativo. Si el precio
fuera positivo la valoración será cero.
– La cantidad y precio de la oferta deberán estar dentro de los límites establecidos a
tal efecto por el operador de mercado.
46.2.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades,
limitaciones a la posibilidad de ofertar y capacidades comerciales de las interconexiones
internacionales.
46.2.3.1 Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades en el
mercado intradiario continuo.
Sin perjuicio de lo establecido para otros mercados en las Reglas de «Definición e
incorporación de la información sobre indisponibilidades», la información sobre
indisponibilidades se incorporará en el Sistema de Información del Operador del
Mercado, siendo la hora límite de aplicación para el mercado intradiario continuo y a
efectos de validación de una oferta enviada en una ronda, la establecida en el anexo 1.
46.2.3.2 Definición e incorporación de la información sobre limitaciones a la
posibilidad de ofertar al mercado intradiario continuo.
Sin perjuicio de lo establecido para otros mercados en la Regla de «Definición e
incorporación de la información sobre limitaciones a la posibilidad de ofertar», la
información sobre limitaciones unitarias se incorporará en el Sistema de Información del
Operador del Mercado, siendo la hora límite de aplicación para el mercado intradiario
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continuo y a efectos de validación de una oferta enviada en una ronda, la establecida en
el anexo 1.
46.2.3.3 Definición e incorporación de la información sobre capacidades
comerciales de las interconexiones internacionales en el mercado intradiario continuo por
los operadores del sistema.
La información y actualización sobre las capacidades de importación y exportación
por los operadores del sistema a la Plataforma de Contratación Continua Europea, se
realizarán a través de esta, y contendrá información sobre la capacidad libre de
importación y exportación en cada periodo de programación para cada una las
interconexiones del sistema eléctrico español.
46.2.4 Verificaciones de la energía máxima de venta a ofertar en un contrato.
El operador del mercado comprobará la adecuación de los datos de la oferta con la
información contenida en el Sistema de Información del Operador del Mercado.
Unidades de Oferta:
Para la energía máxima a ofertar en un contrato, en caso de una oferta de venta de
una unidad de venta, se validará que la energía incluida en la oferta para cada periodo
del contrato, más el programa de la unidad ofertante para cada periodo en ese momento,
más la energía de las ofertas de venta vigentes en la Plataforma de Contratación
Continua Europea en lo que afecte a cada periodo incluido en el contrato no supere
alguno de los valores siguientes:
– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.
– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades que apliquen.
– La energía limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los
operadores del sistema.
Para la energía máxima a ofertar en un contrato, en caso de una oferta de venta de
unidades de adquisición se validará que el programa de la unidad ofertante en ese
momento para cada periodo del contrato, menos la energía de las ofertas de venta
vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada
periodo incluido en el contrato, menos la energía incluida en la oferta para cada periodo
del contrato, es superior o igual al máximo entre:
– La energía mínima de la unidad en la base de datos, cero, del operador de
mercado.
– La energía limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los
operadores del sistema.
En el caso de superar la energía ofertada el valor límite en alguna de los periodos de
negociación, la oferta será rechazada en su totalidad.
En el caso que las limitaciones que apliquen sean no compatibles con las
indisponibilidades que apliquen, el operador del mercado permitirá ofertar al agente
respetando las indisponibilidades en la medida de lo posible.
Unidades Porfolio:
Para la energía máxima a ofertar, en caso de una oferta de venta de una unidad
porfolio de venta, se validará que la energía incluida en la oferta para cada Contrato,
más el programa previo de esa unidad porfolio para cada Contrato, más la energía de las
ofertas de venta vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que
afecte a cada Contrato no supere el mínimo de los valores siguientes:
– La potencia declarada por el agente para la unidad porfolio de venta.
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– El resultado de sumar los máximos incrementos de energía de las unidades de
oferta de venta en las que puede desagregar la unidad porfolio, más los máximos
decrementos de energía de las unidades de oferta de compra en las que puede
desagregar la unidad porfolio.
Los máximos incrementos de energía de las de las unidades de oferta de venta se
calcularán como la diferencia entre la energía horaria máxima y la energía horaria del
programa acumulado de la última subasta efectuada. Entendiendo por energía horaria
máxima, con la información vigente antes del inicio de la ronda en la que se está
ofertando, la mínima entre:
– La potencia máxima de la unidad de oferta.
– La energía disponible de acuerdo a las indisponibilidades recibidas por los
Operadores del Sistema que apliquen a esa unidad de oferta.
– La energía máxima limitada por las limitaciones unitarias que apliquen
comunicadas por los Operadores del Sistema.
Los máximos decrementos de energía de las unidades de oferta de compra se
calcularán como la diferencia entre la energía horaria del programa acumulado de la
última subasta y la energía horaria mínima. Entendiendo por energía horaria mínima, con
la información vigente antes del inicio de la ronda en la que se está ofertando, la máxima
entre:
– La energía horaria mínima de la unidad de oferta, 0 MW.
– La energía mínima limitada por las limitaciones unitarias que apliquen
comunicadas por los Operadores del Sistema.
En caso de que el cálculo del máximo incremento o del máximo decremento de una
unidad de oferta para un periodo en concreto arrojen un resultado negativo, su
aportación al sumatorio de cada Contrato será nula.
Para la energía máxima a ofertar en caso de una oferta de venta de una unidad
porfolio de compra, se validará que el programa de la unidad porfolio para cada Contrato,
menos la energía incluida en la oferta para cada Contrato, menos la energía de las
ofertas de venta vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que
afecte a cada Contrato no supere la energía mínima de la unidad porfolio en la base de
datos, es decir cero, del Operador de Mercado.
En caso de superar la energía ofertada el valor límite en alguna de los periodos de
negociación, la oferta será rechazada en su totalidad.
46.2.5 Verificaciones de la energía máxima de adquisición a ofertar en un contrato.
El operador del mercado comprobará la adecuación de los datos de la oferta con la
información contenida en el Sistema de Información del Operador del Mercado.
Unidades de Oferta:
Para la energía máxima a ofertar en un contrato, en caso de una oferta de compra de
una unidad de adquisición, se validará que la energía incluida en la oferta para cada
periodo del contrato, más el programa de la unidad ofertante en ese momento para cada
periodo del contrato, más la energía de las ofertas de compra vigentes en la Plataforma
de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada periodo incluido en el
contrato no supere alguno de los valores siguientes:
– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.
– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades que apliquen.
– La energía limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los
operadores del sistema.
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Para la energía máxima a ofertar en un contrato, en caso de una oferta de compra de
unidades de venta se validará que el programa de la unidad ofertante en ese momento
para cada periodo del contrato, menos la energía de las ofertas de compra vigentes en la
Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada periodo incluido
en el contrato, menos la energía incluida en la oferta para cada periodo del contrato, es
superior o igual al máximo entre:
– La energía mínima de la unidad en la base de datos, cero, del operador de
mercado.
– La energía limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los
operadores del sistema.
En el caso de superar la energía ofertada el valor límite en alguno de los periodos de
negociación, la oferta será rechazada en su totalidad.
En el caso que las limitaciones que apliquen sean no compatibles con las
indisponibilidades que apliquen, el operador del mercado permitirá ofertar al agente
respetando las indisponibilidades en la medida de lo posible.
Unidades Porfolio:
Para la energía máxima a ofertar en caso de una oferta de compra de una unidad
porfolio de compra, se validará que la energía incluida en la oferta para cada Contrato,
más el programa de esa unidad porfolio para cada Contrato, más la energía de las
ofertas de compra vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo
que afecte a cada Contrato no supere el mínimo de los valores siguientes:
– La potencia declarada por el agente para la unidad porfolio de compra.
– El resultado de sumar los máximos incrementos de energía de las unidades de
oferta de compra en las que puede desagregar la unidad porfolio, más los máximos
decrementos de energía de las unidades de oferta de venta en las que puede
desagregar la unidad porfolio.
Los máximos incrementos de energía de las unidades de oferta de compra se
calcularán como la diferencia entre la energía horaria máxima y la energía horaria del
programa acumulado de la última subasta efectuada. Entendiendo por energía horaria
máxima, con la información vigente antes del inicio de la ronda en la que se está
ofertando, la mínima entre:
– La potencia máxima de la unidad de oferta.
– La energía disponible de acuerdo a las indisponibilidades recibidas por los
Operadores del Sistema que apliquen a esa unidad de oferta.
– La energía máxima limitada por las limitaciones unitarias que apliquen
comunicadas por los Operadores del Sistema.
Los máximos decrementos de energía de las unidades de oferta de venta se
calcularán como la diferencia entre la energía horaria del programa acumulado de la
última subasta y la energía horaria mínima. Entendiendo por energía horaria mínima, con
la información vigente antes del inicio de la ronda en la que se está ofertando, la máxima
entre:
– La energía horaria mínima de la unidad de oferta, 0 MW.
– La energía mínima limitada por las limitaciones unitarias que apliquen
comunicadas por los Operadores del Sistema.
En caso de que el cálculo del máximo incremento o del máximo decremento de una
unidad de oferta para un periodo en concreto arrojen un resultado negativo, su
aportación al sumatorio de cada Contrato será nula.
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Para la energía máxima a ofertar en caso de una oferta de compra de una unidad
porfolio de venta, se validará que el programa de la unidad porfolio para Contrato, menos
la energía incluida en la oferta para cada Contrato, menos la energía de las ofertas de
compra vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a
cada Contrato no supere la energía mínima de la unidad porfolio en la base de datos, es
decir cero, del Operador de Mercado.
En caso de superar la energía ofertada el valor límite en alguna de los periodos de
negociación, la oferta será rechazada en su totalidad.
46.2.6 Aceptación de ofertas.
Sin perjuicio de lo establecido en la Regla de» Validación de ofertas», una oferta se
considerará aceptada cuando la Plataforma de Contratación Continua Europea emita la
respectiva confirmación electrónica.
Sobre una oferta de venta o adquisición activa en el sistema previamente enviada, es
posible realizar las siguientes acciones:
– Modificación: Pudiendo variar la cantidad, precio o condiciones de ejecución.
– Anulación: Cancelación inmediata de una oferta o de todas las ofertas del usuario
o del agente.
46.2.6.1 Modificación de ofertas en el mercado intradiario continuo.
Toda oferta de venta o adquisición que no haya sido previamente casada totalmente
ni rechazada, y permanezca en el Libro de Ofertas podrá ser modificada por el agente de
mercado mientras el contrato esté en un estado que permita el envío de ofertas.
La oferta se considerará modificada cuando, una vez realizadas las validaciones
establecidas en la Regla «Validación de ofertas», la Plataforma de Contratación Continua
Europea emita la respectiva confirmación electrónica.
A los efectos de la Regla de »Casación de ofertas en Mercado intradiario continuo»,
la modificación de una oferta de venta o adquisición almacenada y mostrada en el Libro
de Ofertas, supondrá la cancelación de la oferta original y la incorporación de una nueva
oferta con los nuevos parámetros y condiciones introducidos.
46.2.6.2 Anulación de ofertas en el mercado intradiario continuo.
Toda oferta de venta o adquisición que no haya sido previamente casada totalmente
ni rechazada y permanezca en el Libro de Ofertas podrá ser cancelada por el agente de
mercado mientras el contrato al que se presentó esté en un estado que lo permita.
La oferta se considerará cancelada cuando la Plataforma de Contratación Continua
Europea emita la respectiva confirmación electrónica.
Adicionalmente, en caso de baja, exclusión o suspensión temporal de un agente de
mercado, las ofertas existentes en el Libro de Ofertas correspondientes a dicho agente
de mercado, serán canceladas por el operador del mercado.
46.2.7 Hibernación de ofertas en el mercado intradiario continuo.
En caso de detectarse un problema en los procesos de la Plataforma de Contratación
Continua Europea (sistema central) o de la Plataforma de Negociación del Operador del
Mercado (sistema local), o mantenimiento programado en cualquiera de ambas
plataformas, existe la posibilidad de que las ofertas potencialmente afectadas por dicho
problema o mantenimiento sean desactivadas (hibernadas) por la plataforma
correspondiente como medida de precaución para evitar su casación en un momento en
el que el sistema se encuentra inestable. Las ofertas hibernadas por este motivo serán
reactivadas, una vez que la incidencia que provocó la inestabilidad quede resuelta y
siempre y cuando sea técnicamente posible, sólo en el caso en que el agente lo hubiera
solicitado previamente a través del Sistema de Información del Operador de Mercado,
validando de nuevo los límites de energía de cada una de ellas del mismo modo que si
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hubiesen sido insertadas de nuevo. El resto de ofertas permanecerán hibernadas,
pudiendo ser reactivadas por el agente.
Adicionalmente y con objeto de realizar las sesiones de subasta intradiaria, se
suspenderá la negociación del mercado continuo para los contratos incluidos en el
horizonte de subasta. Las ofertas incluidas en el Libro de Ofertas para dichos contratos,
serán hibernadas durante el tiempo necesario para realizar la casación y obtener
resultados.
Una vez publicados los resultados de la casación y previo a la reapertura del
mercado intradiario continuo para los contratos comprendidos dentro del horizonte de la
sesión casada, se reactivarán las ofertas previamente hibernadas en caso de que el
agente lo hubiera solicitado a través del Sistema de Información del Operador de
Mercado, validando de nuevo los límites de energía de cada una de ellas del mismo
modo que si hubiesen sido insertadas de nuevo, pero teniendo en cuenta el programa de
las unidades de oferta actualizado tras la casación de la sesión y las limitaciones
unitarias e indisponibilidades vigentes, siendo rechazadas las ofertas en caso de no
superar la validación. El resto de ofertas previamente hibernadas y que no son
reactivadas, pasarán a estar canceladas en este mismo proceso.
Las ofertas hibernadas por la plataforma tendrán la consideración de no activas,
dejando de estar expuestas al mercado y no pudiendo por tanto ser casadas con otras
ofertas existentes hasta que sean activadas de nuevo. El agente tendrá la posibilidad de
volver a activar todas las ofertas hibernadas en una sola acción o activar individualmente
sólo un subconjunto de ellas. Las ofertas hibernadas también pueden ser anuladas sin
pasar por la activación (en los momentos que el mercado permita la anulación).
Una oferta hibernada que pasa al estado de activa se comportará como una nueva
oferta.
En caso de que el agente solicite la reactivación de sus ofertas en una sola acción,
se seguirán los siguientes criterios:
– Las ofertas de venta hibernadas serán reactivadas primero, comenzando por las
ofertas de venta más competitivas (precio menor) y por aquellos contratos con cierre de
negociación más cercanos al momento de reactivación. En caso de igualdad de precio
se reactivarán por orden de llegada a la Plataforma de Negociación del Operador del
Mercado, comenzando por las primeras ofertas recibidas.
– Las ofertas de compra hibernadas serán reactivadas después, comenzando por
las ofertas de compra más competitivas (precio mayor) y por aquellos contratos con
cierre de negociación más cercanos al momento de reactivación. En caso de igualdad de
precio se reactivarán por orden de llegada a la Plataforma de Negociación del Operador
del Mercado, comenzando por las primeras ofertas recibidas.
– En el caso que una orden hibernada/inactiva no pueda ser reactivada por no
superar alguna de las validaciones durante la reactivación, dicha oferta será rechazada.
El motivo del rechazo reflejará la razón del mismo.
– Las ofertas no serán reactivadas parcialmente (sólo parte de su energía) en ningún
caso; o se reactivan en su totalidad o serán rechazadas.
46.2.8 Libro de ofertas del mercado intradiario continuo.
El Libro de Ofertas será calculado por la Plataforma de Contratación Continua
Europea, teniendo en cuenta la información recibida por parte de todos los operadores
de mercado europeos, a partir de todas las ofertas válidas de venta y adquisición
presentadas por los agentes de mercado en el ámbito europeo y cuyas condiciones a las
ofertas permitan su almacenamiento en el Libro de Ofertas.
Las ofertas que pueden ser visualizadas, de forma anónima, desde cada área de
precio (lista de ofertas locales) será calculada y distribuida por la Plataforma de
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Contratación Continua Europea. Adicionalmente, la lista de ofertas locales será
recalculada como consecuencia de cualesquiera de los siguientes eventos:
a. Envío, modificación o anulación de una oferta válida de venta o adquisición.
b. Cambios en el estado de la capacidad libre de importación y exportación en
cualquiera de las distintas interconexiones europeas, pudiendo dicho cambio ser debido
a:
1. Asignación de capacidad libre debido a una transacción internacional.
2. Asignación explícita de capacidad en su caso.
3. Actualización de la capacidad de importación o exportación en cualquiera de las
interconexiones internacionales gestionadas en la Plataforma de Contratación Continua
Europea.
c. Como consecuencia de una transacción, haga uso de capacidad transfronteriza o
no.
Una vez recalculado, la lista de ofertas locales será enviada por la Plataforma de
Contratación Continua Europea a los operadores de mercado para su integración y
visualización a sus respectivos agentes de mercado a través de sus respectivas
plataformas de negociación.
Concretamente, la Plataforma de Negociación del Operador de Mercado mostrará:
– Para el área portuguesa, la lista de ofertas locales mostrará aquellas ofertas de
venta y adquisición más competitivas que tengan como origen el área portuguesa o bien
provengan del exterior de dicha área, y que pudiesen atravesar la interconexión (desde
España) acorde la capacidad libre en la interconexión en cada momento.
– Para el área española, la lista de ofertas locales mostrará aquellas ofertas de
venta y adquisición más competitivas que tengan como origen el área española o bien
provengan del exterior de dicha área, y que pudiesen atravesar la interconexión (bien
desde Portugal o bien desde Francia) y acorde la capacidad libre en la correspondiente
interconexión en cada momento.
La visualización de la lista de ofertas locales dispondrá de un número máximo de
ofertas de acuerdo a lo establecido en la Plataforma de Contratación Continua Europea.
46.2.9 Condiciones a las ofertas en mercado intradiario continuo.
En el momento de envío de las ofertas al mercado intradiario continuo, los agentes
de mercado podrán incluir condiciones a sus ofertas presentadas de venta o adquisición,
bien a la ejecución o bien a la validez.
Los distintos tipos de condiciones son los descritos en el anexo 1 de las presentes
reglas.
46.2.10 Cesta de ofertas (Basket Orders).
Los agentes de mercado podrán crear una cesta de varias ofertas (basket) que
podrán estar asociadas a diferentes contratos.
El envío de la cesta implicará el procesamiento de todas las ofertas incluidas en la
cesta. Las ofertas incluidas en la cesta podrán resultar o no casadas,
independientemente unas de otras, dependiendo de las condiciones indicadas por el
agente de mercado a la propia cesta.
Cada una de las ofertas de venta o adquisición incluidas en la cesta, podrá a su vez
especificar condiciones a la ejecución y/o a la validez para dicha oferta.
Los distintos tipos de condiciones a las cestas de ofertas, son los descritos en el
anexo 1 de las presentes reglas.
La cesta será rechazada en su totalidad si contiene alguna oferta asociada a algún
contrato que no esté en estado Trade.
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46.2.11 Procedimiento de modificación o creación de nuevos tipos de ofertas por el
operador de mercado.
El operador del mercado, podrá proponer la modificación o definición de nuevos tipos
de ofertas para el mercado intradiario continuo de acuerdo a lo establecido en la
Circular 3/2019 de 20 de noviembre por la que se establecen las metodologías que
regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y de la gestión de la
operación del sistema.
46.2.12 Información proporcionada por la plataforma de negociación del operador
de mercado.
Durante la negociación del mercado intradiario continuo, la información disponible en
la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado, para los agentes de mercado
en lo relativo a productos, contratos y la información relativa a las ofertas contenidas en
la lista de ofertas locales, se mostrará de forma anónima, identificando exclusivamente
las operaciones realizadas por el propio agente.
La información proporcionada será, al menos, la siguiente:
– Contratos para los que esté habilitado a negociar y hora de finalización.
– Estado de los contratos (UPC, TRADE, FIN, INT).
– Lista de ofertas locales para cada uno de los contratos en negociación.
– Para cada contrato en negociación, el volumen de energía casada y el precio de
las transacciones realizadas en el área correspondiente.
– Registro de actividad durante la sesión en mercado intradiario continuo.
– Saldo de la cuenta de garantías asociada, identificando tanto la cuantía utilizada
como la cuantía libre para ser utilizada y cubrir nuevas operaciones.
Regla 47.ª Casación de ofertas en mercado intradiario continuo
47.1 Casación de ofertas.
Las ofertas de venta y adquisición serán enviadas a través de la Plataforma de
Negociación del Operador del Mercado siempre que la negociación de dicho contrato
esté habilitada a tal efecto.
Al introducir un agente de mercado una oferta a través de la Plataforma de
Negociación del Operador del Mercado y ser esta validada correctamente por el
operador de mercado, dicha oferta será enviada a la Plataforma de Contratación
Continua Europea donde, dependiendo de las condiciones indicadas en la inserción será
almacenada en el Libro de Ofertas, será descartada y/o se realizará la casación.
La casación se realizará de conformidad con los requerimientos establecidos para la
Plataforma de Contratación Continua Europea en base al CACM.
En caso de producirse una casación, el resultado de la misma será comunicado al
propio agente, quedando actualizada la lista de ofertas locales.
47.2 Firmeza y efectos de la casación.
Las transacciones realizadas en la Plataforma de Contratación Continua Europea
tendrán carácter firme acorde a lo especificado en el CACM.
Dicha firmeza conllevará, si la oferta es de compra una obligación de adquisición del
producto, y, si la oferta es de venta, una obligación de entrega del mismo.
Adicionalmente conllevará, la obligación de pago y el derecho de cobro al precio de la
transacción, respectivamente.
Tras el cierre de cada ronda, el operador de mercado comunicará a los
correspondientes operadores del sistema (español y portugués), el volumen total de
energía en la unidad de oferta correspondiente a las transacciones realizadas.
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Regla 48.ª Desagregaciones de las unidades porfolio
Los agentes que hayan participado en el mercado intradiario continuo mediante
unidades porfolio deberán enviar al operador de mercado las desagregaciones de las
posiciones de las unidades porfolio a unidades de oferta. Los agentes desagregarán las
energías de cada unidad porfolio en las unidades ofertantes de venta o adquisición
asociadas a dicha unidad porfolio.
Las posiciones de venta resultantes de las transacciones realizadas con una unidad
porfolio sólo podrán ser desagregadas en operaciones de venta de las unidades de
oferta asociadas a dicha unidad de porfolio. Las posiciones de compra resultantes de las
transacciones realizadas con una unidad porfolio sólo podrán ser desagregadas en
operaciones de compra de las unidades de oferta asociadas a dicha unidad porfolio.
48.1 Contenido de las desagregaciones.
Cada desagregación será identificada por:
– Unidad porfolio de la que se desagrega la energía
– Fecha y Periodo para el que se desagrega dicha energía
Cada desagregación incluirá la siguiente información adicional por cada unidad de
oferta en la que se desea desagregar:
– Unidad de Oferta
– Energía desagregada en dicha unidad de oferta
48.2 Envío de desagregaciones.
Cada agente, a la vista del resultado de las transacciones realizadas por cada una de
sus unidades porfolio, comunicará al Operador del Mercado la desagregación de las
energías en unidades de oferta incluidas en el porfolio, pudiendo comunicar la
desagregación desde el momento que recibe la confirmación de la ejecución de la
transacción hasta 5 minutos después del cierre de la ronda donde termina el periodo que
no va a negociarse más.
El envío de desagregaciones podrá realizarse en cualquier momento, afectando a
cualquiera de los Contratos abiertos a negociación y hasta 5 minutos posteriores al cierre
de cada Contrato.
Los agentes podrán realizar en un mismo envío las desagregaciones de todas o
algunas de sus unidades de porfolio y periodos.
48.3 Validaciones en la recepción y respuesta.
El Operador del Mercado validará las desagregaciones de las posiciones abiertas de
las unidades porfolio de acuerdo con los siguientes criterios:
– Se comprobará que el agente que realiza el envío de desagregaciones no está
suspendido ni dado de baja en el Operador del Mercado.
– Se comprobará que la unidad porfolio y unidades ofertantes de venta o adquisición
en que se desagregan las posiciones abiertas de las unidades porfolio, corresponden a
unidades del agente, existentes y dadas de alta en el sistema del Operador de Mercado,
y asociadas a la unidad porfolio para el periodo que se está desagregando.
– Se comprobará que la unidad porfolio de venta sólo desagrega en operaciones de
venta de las unidades de oferta asociadas a dicha unidad porfolio.
– Se comprobará que la unidad porfolio de compra sólo desagrega en operaciones
de compra de las unidades de oferta asociadas a dicha unidad porfolio.
– Se validará que el periodo al que hace referencia la desagregación se corresponde
con alguno de los Contratos que se están negociando o con el Contrato que acaba de
finalizar su negociación.
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Si alguna de las comprobaciones anteriores no es superada, la desagregación de
esa unidad porfolio y periodo será rechazada. Aquellas desagregaciones que hayan
superado las comprobaciones anteriores serán aceptadas provisionalmente, y se
procederá a validar la energía desagregada:
– Se comprobará que la suma de las cantidades desagregadas en unidades de
oferta coincide con el neto actual en Sistema de Información del Operador de Mercado
de la unidad porfolio para el periodo que va a ser desagregado.
– Asimismo, se comprobará que cada unidad de oferta puede recibir energía de
desagregación teniendo en cuenta:
• El programa actual de la unidad de oferta,
• La potencia máxima de la unidad de oferta,
• Indisponibilidades y limitaciones vigentes durante la ronda en negociación excepto
si la desagregación se produce en los 5 minutos posteriores al cierre de la ronda y para
el periodo cuyo Contrato acaba de finalizar su negociación, en cuyo caso se tendrán en
cuenta las indisponibilidades y limitaciones vigentes durante la ronda que cerró.
Las desagregaciones serán aceptadas provisionalmente aún en el caso de que no se
cumplan las validaciones previamente descritas, informando al agente responsable del
envío de la desagregación acerca del resultado de dicha verificación.
48.4 Actualización de la información de las desagregaciones enviadas por un
agente.
La información de desagregaciones podrá ser actualizada mediante la comunicación
por parte del agente responsable de una nueva información de desagregaciones para un
porfolio y un periodo. En caso de haber sido aceptada provisionalmente, la nueva
información sustituirá a todos los efectos a la previamente comunicada.
En caso de no haber sido aceptada, se mantendrá como válida la información previa
disponible, aceptada anteriormente como válida.
48.5 Consolidacion de desagregaciones.
En el minuto 5 posterior al cierre de cada Contrato se volverán a validar aquellas
desagregaciones aceptadas provisionalmente para el periodo que ya no volverá a
negociarse.
Se volverán a comprobar las energías desagregadas para cada unidad porfolio,
validando que:
– La suma de las cantidades desagregadas coincide con el neto actual de la unidad
porfolio para el periodo desagregado, y
– Cada unidad de oferta puede recibir energía de desagregación teniendo en cuenta:
• El programa de la unidad de oferta previo al proceso de consolidación,
• La potencia máxima de la unidad de oferta,
• Las Indisponibilidades y las limitaciones unitarias vigentes durante la ronda que
cerró.
48.6 Desagregaciones por defecto.
En caso de que la desagregación de una unidad porfolio resulte errónea o no
haberse recibido ninguna desagregación del porfolio por parte del agente, se creará una
desagregación por defecto de dicha unidad porfolio para el periodo que ya no volverá a
negociarse.
Las desagregaciones por defecto se realizarán automáticamente por el Operador de
Mercado de acuerdo a los siguientes puntos:
– Se realizará solo para el periodo que no volverá a ser negociado.
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– Se tendrá en cuenta el programa previo de cada unidad ofertante en la que pueda
desagregar el porfolio.
– La potencia máxima de cada unidad de oferta,
– Las indisponibilidades y limitaciones vigentes durante la ronda que cerró
previamente a la desagregación por defecto.
Asegurando que la energía asignada a las unidades de oferta está dentro de los
límites admisibles conforme a la información disponible en el sistema de información del
operador de mercado.
– Se empezará a desagregar las unidades porfolio de venta. Para cada unidad
porfolio de venta, se empezará asignando energía a las unidades de oferta de venta
asociadas al porfolio que ya tengan energía, asignando primero a aquellas unidades de
oferta a las que les quede menos energía para alcanzar su potencia disponible.
• Si sobrara energía, se empezaría por las unidades de oferta de venta asociadas al
porfolio que aún no tienen asignada energía, asignando primero a aquellas unidades de
oferta a las que les quede menos energía para alcanzar su potencia disponible.
• Si sobrara energía, se empezaría por las unidades de compra asociadas al porfolio,
y dentro de ellas se empezará asignando energía a aquellas unidades de compra que
puedan revender más energía.
– Se continuará por las unidades porfolio de compra y dentro de él se empezará
asignando energía a las unidades de oferta de venta asociadas al porfolio, y dentro de
ellas se empezará asignando energía a aquellas unidades de venta que puedan
recomprar más energía.
• Si sobrara energía, se empezaría por las unidades de oferta de compra asociadas
al porfolio que ya tengan energía, asignando primero a aquellas unidades de oferta a las
que les quede menos energía para alcanzar su potencia disponible.
• Si sobrara energía, se empezaría por las unidades de oferta de compra asociadas
al porfolio que aún no tienen asignada energía, asignando primero a aquellas unidades
de oferta a las que les quede menos energía para alcanzar su potencia disponible.
– En todos los casos, a igual cantidad de energía restante para alcanzar su potencia
disponible se asignará por orden alfabético de unidad de oferta.
– Las desagregaciones de los porfolios de venta no se tendrán en cuenta como
consolidadas para las desagregaciones de los porfolios de compra.
– La energía sobrante de las desagregaciones por defecto quedará en la unidad
porfolio y se incluirá en el Programa Intradiario Base de Casación Incremental Continuo
(PIBCIC).
Regla 49.ª Situaciones excepcionales en el mercado intradiario continuo
Son situaciones excepcionales aquéllas que determinen una imposibilidad de llevar a
cabo de forma adecuada el proceso de presentación y aceptación de ofertas o los
procesos de casación.
Las situaciones a que se refiere el párrafo anterior pueden ser consecuencia, a título
enunciativo, de alguno o algunos de los siguientes supuestos:
a) Indisponibilidad técnica de las plataformas de contratación.
En caso de indisponibilidad técnica de la Plataforma de Contratación Continua
Europea (sistema central) o de la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado
(sistema local), no se dispondrá del Libro de Ofertas y por ende no será posible el envío
de ofertas al sistema central para su casación. Si la indisponibilidad técnica persiste en el
tiempo hasta alcanzar el momento de cierre de la negociación de un determinado
contrato, el operador del mercado continuará con los procesos normales de operación
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contando únicamente con las transacciones válidas disponibles en la Plataforma de
Negociación del Operador del Mercado.
b) Interrupción de la contratación del mercado intradiario continuo.
El operador del mercado podrá interrumpir la contratación en su Plataforma de
Negociación de forma temporal ante situaciones que puedan poner en riesgo el correcto
funcionamiento del mercado. Como consecuencia de dicha interrupción las órdenes
existentes en la Plataforma de Negociación podrían pasar a ser hibernadas.
En el caso de interrupciones programadas debido a tareas de mantenimiento, se
procederá a la hibernación de las ordenes existentes en la Plataforma de Negociación
del Operador del Mercado.
c) Restricciones a la interacción con la Plataforma de Negociación del Operador del
Mercado.
El operador del mercado podrá poner límites generales al número de peticiones que
las aplicaciones de los agentes pueden hacer a la Plataforma de Negociación del
Operador del Mercado en un periodo de tiempo, con la intención de prevenir situaciones
que puedan poner en riesgo el correcto funcionamiento del mercado.
El operador del mercado podrá restringir el acceso a las aplicaciones de aquellos
agentes de mercado que pongan en riesgo el correcto funcionamiento de la Plataforma
de Negociación del Operador de Mercado.
d) Fuerza mayor.
d.1 Si esta fuera previsible, pero inevitable, el operador del mercado suspenderá la
contratación del mercado intradiario continuo, intentando en la medida de lo posible,
permitir la negociación en las sesiones intradiarias de subasta. A partir de ese momento
y hasta que se reanude la contratación los operadores del sistema resolverán la
situación si procede, aplicando los procedimientos de operación del sistema.
d.2 Si se presentan averías en los equipos informáticos, mal funcionamiento de
aplicaciones informáticas o de comunicaciones del operador del mercado o de la
Plataforma de Contratación Continua Europea que impidan el correcto funcionamiento de
los mismos, el operador del mercado podrá suspender la contratación, comunicando a
los operadores del sistema la información disponible para que este resuelva de acuerdo
con los procedimientos de operación del sistema aplicables.
49.1 Indisponibilidad de programas previos.
Si previo al inicio de cada ronda, no existieran los programas previos a su inicio, el
operador del mercado podrá modificar el horario de contratación o suspender la
contratación del mercado intradiario continuo hasta que se disponga de dichos
programas.
Regla 50.ª Liquidación del mercado intradiario continuo
50.1 Liquidación.
El operador del mercado determinará la liquidación de la energía para cada agente
que participe en el mercado intradiario continuo por las ofertas de compra y de venta que
hayan resultado casadas para cada contrato con alguna de sus unidades de oferta o
porfolio.
Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las
correspondientes anotaciones en cuenta, en el registro que llevará a tales efectos por
cada unidad de oferta o porfolio.
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Los apuntes en cuenta resultantes de cada transacción se generarán tras cada uno
de los instantes de sincronización que se produzcan entre la Plataforma de Negociación
del Operador del Mercado y el Sistema de Información del Operador del Mercado.
50.1.1 Derechos de cobro en el mercado intradiario continuo.
A cada agente, por cada oferta de venta casada a precio positivo y por cada oferta
de compra casada a precio negativo en el mercado intradiario continuo, incorporada al
programa resultado de la negociación y que no haya sido anulada, se anotará un
derecho de cobro del mercado intradiario continuo (DCIC) igual a:
DCIC(d,c,t,u,r) = ENIC(d,c,t,u,r) * P(d,c,t,u,r)
Siendo:
d: Día negociado.
c: Contrato negociado.
t: Número de la transacción del mercado intradiario continuo.
u: Unidad de oferta o porfolio titularidad del agente o del representante en nombre y
por cuenta de terceros.
r: Ronda del mercado intradiario continuo.
ENIC(d,c,t,u,r): Energía casada en la ronda r para el contrato c del día d para la
transacción t, de la unidad de oferta o porfolio u.
P(d,c,t,u,r): Precio, en valor absoluto, de la transacción t casada en la ronda r para el
contrato c del día d de la unidad de oferta o porfolio u.
50.1.2 Obligaciones de pago en el mercado intradiario continuo.
A cada empresa, por cada oferta de compra casada a precio positivo y por cada
oferta de venta casada a precio negativo en el mercado intradiario continuo, que haya
sido incorporada al programa resultado de la negociación y que no haya sido anulada, se
anotará una obligación de pago del mercado intradiario continuo (OPIC) igual a:
OPIC(d,c,t,u,r) = ENIC(d,c,t,u,r) * P(d,c,t,u,r)
50.1.3 Publicación de los resultados de la liquidación del mercado intradiario
continuo.
De acuerdo con las normas generales de confidencialidad establecidas en estas
reglas, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado, a
través de sus sistemas de información, los resultados sobre los derechos de cobro y las
obligaciones de pago derivados de las transacciones casadas en el mercado intradiario
continuo para el horizonte diario de programación.
50.1.4 Límite operativo para la aceptación de ofertas en el mercado intradiario
continuo.
50.1.4.1 Garantias reservadas para operar en el mercado intradiario continuo.
Para operar en el mercado intradiario continuo los agentes deberán previamente
indicar el volumen de garantías aportadas ante el operador del mercado que desean
destinar a la negociación en el mercado intradiario continuo en cada ciclo de
sincronización (GMIC). A estos efectos cada agente dispondrá de su propia cuenta de
garantías en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado. Dicho montante
se reducirá automáticamente del excedente de garantías de Sistema de Información del
Operador del Mercado para su participación tanto en el mercado diario como en las
subastas de intradiario, tal y como se indica en la Regla de «Balance de Garantías».
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El volumen de garantías cedido para operar en el mercado intradiario continuo se
asignará a la cuenta de garantías vinculada al agente en la Plataforma de Negociación
del Operador del Mercado. En el caso de representación en nombre y por cuenta de
terceros la cuenta de garantías a utilizar será la vinculada al agente representado.
Los agentes deberán solicitar al operador del mercado, a través del Sistema de
Información del Operador del Mercado, la cantidad a destinar a la Plataforma de
Negociación del Operador del Mercado, así como cualquier incremento o disminución
posterior que deseen realizar sobre dicho valor.
50.1.4.2 Sincronización de garantías.
Una vez realizada la reserva de garantías, la Plataforma de Negociación del
Operador del Mercado llevará la cuenta de su propio balance de garantías, de manera
independiente del balance de garantías de Sistema de Información del Operador del
Mercado. Los agentes podrán insertar ofertas de compra a precios positivos o de venta a
precios negativos, y realizar transacciones de compra a precios positivos o de venta a
precios negativos en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado, siempre y
cuando la valoración de las mismas no supere el volumen de garantías disponible en la
Plataforma de Negociación del Operador del Mercado (límite operativo).
Tras el cierre de cada ronda comienza el proceso de sincronización en el cual se
inicia el traspaso al Sistema de Información del Operador del Mercado de las
operaciones casadas en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado de
todas las rondas cerradas que no estén sincronizadas. El instante en el que el Sistema
de Información del Operador del Mercado recibe dicha información se denomina instante
de sincronización.
En cada sincronización se realizarán los siguientes procesos:
1. El Sistema de Información del Operador del Mercado procederá a considerar, en
el cálculo del balance de garantías, las anotaciones correspondientes a todas las
transacciones realizadas en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado de
todas las rondas cerradas que no estén sincronizadas. A estos efectos, se incluirán las
correspondientes obligaciones de pago y derechos de cobro, considerando los
impuestos que sean de aplicación y, en su caso, la cesión de derechos de cobro a
terceros declarada por cada agente.
2. El Sistema de Información del Operador del Mercado indicará a la Plataforma de
Negociación del Operador del Mercado si puede seguir disponiendo del volumen de
garantías reservado por el agente, o bien si dicho valor debe ser reducido para
garantizar que el saldo de garantías en el Sistema de Información del Operador del
Mercado, tras incorporar las operaciones de la última sincronización con la Plataforma de
Negociación del Operador del Mercado, siga siendo no negativo. A estos efectos, el
Sistema de Información del Operador del Mercado comunicará a la Plataforma de
Negociación del Operador del Mercado la reducción a tener en cuenta por esta durante
la siguiente ronda de negociación.
3. Finalmente, en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado se
actualizará el límite operativo, considerando tanto la posible reducción de garantías en la
Plataforma de Negociación del Operador del Mercado como la liberación de las
obligaciones de pago correspondientes a las transacciones negociadas en la Plataforma
de Negociación del Operador del Mercado de todas las rondas cerradas que no estén
sincronizadas, una vez que estas ya han sido incorporadas en Sistema de Información
del Operador del Mercado.
50.1.4.3 Límite operativo.
El operador del mercado mantendrá actualizados en la Plataforma de Negociación
del Operador del Mercado los valores del límite operativo de cada agente actualizados
en todo momento, para ser considerados en la validación de las ofertas deudoras que se
presenten al mercado intradiario continuo.
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En cada instante, el operador del mercado calculará el límite operativo de cada
agente como suma de los siguientes términos:
a) Volumen de garantías solicitado por el agente para operar en el mercado
intradiario continuo.
b) Obligaciones de pago resultantes de las ofertas de compra casadas a precios
positivos u ofertas de venta casadas a precios negativos durante la ronda de negociación
en curso, con los impuestos que sean de aplicación (con valor negativo).
c) Valoración de las ofertas deudoras que permanezcan en el libro de ofertas del
agente, con los impuestos que sean de aplicación (con valor negativo).
d) Reducción de garantías en la Plataforma de Negociación del Operador del
Mercado comunicada por el Sistema de Información del Operador del Mercado tras la
última sincronización al no existir excedente suficiente en el Sistema de Información del
Operador del Mercado (con valor negativo).
e) Solicitud de reducción de garantías solicitado por el agente (con valor negativo).
f) Solicitud de incremento de garantías solicitado por el agente.
Los derechos de cobro resultantes de ofertas de venta casadas a precios positivos (o
de compra a precios negativos) no se considerarán a efectos del cálculo del límite
operativo, si bien se tendrán en cuenta en el balance de garantías del Sistema de
Información del Operador del Mercado tras cada sincronización.
50.1.4.4 Incremento y reducción de garantías para la plataforma de negociación del
operador del mercado.
Los agentes podrán solicitar aumentar o reducir el volumen de garantías cedido
desde el Sistema de Información del Operador del Mercado a la Plataforma de
Negociación del Operador del Mercado para realizar operaciones en el mercado
intradiario continuo. Para ello, los agentes deberán solicitarlo al operador del mercado, a
través del Sistema de Información del Operador del Mercado.
Dicha solicitud será validada por el operador del mercado y en caso de ser aceptada
será incorporada en el cálculo del límite operativo en el siguiente instante de
sincronización.
Cualquier solicitud de incremento de garantías para operar en la Plataforma de
Negociación del Operador del Mercado será aceptada, siempre y cuando exista
suficiente excedente de garantías en Sistema de Información del Operador del Mercado.
En ese caso, se reducirá el excedente en el Sistema de Información del Operador del
Mercado, a través del correspondiente asiento apuntado en el balance de garantías, y se
considerará dicho incremento de garantías en el cálculo del límite operativo de la
Plataforma de Negociación del Operador del Mercado a partir del siguiente instante de
sincronización del Sistema de Información del Operador del Mercado y la Plataforma de
Negociación del Operador del Mercado.
Asimismo, cualquier solicitud de reducción de garantías para operar en el mercado
intradiario continuo será validada por la Plataforma de Negociación del Operador del
Mercado en el siguiente instante de sincronización y, en caso de no tener comprometido
dicho importe con obligaciones de pago, será aceptada procediendo a considerar dicha
reducción en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado y a liberar las
garantías retenidas en Sistema de Información del Operador del Mercado por dicho
valor. Si no fuera posible realizar la reducción solicitada en la Plataforma de Negociación
del Operador del Mercado, por tener comprometido dicho importe para cubrir
obligaciones de pago, se informará al agente de que su solicitud ha sido rechazada, no
considerándose para otras sincronizaciones.
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CAPÍTULO NOVENO
Programas recibidos con posterioridad a los mercados intradiarios
Regla 51.ª Programa horario final posterior a cada mercado intradiario
A los efectos de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado se entiende por
Programa Horario Final (PHF), la programación establecida por los operadores del
sistema a partir de la casación de las ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica
durante las sesiones de subastas del mercado intradiario formalizadas para cada periodo
de programación como consecuencia del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) del
resultado de sesiones de subastas intradiarias y del resultado de las rondas del mercado
intradiario continuo realizadas hasta el momento por el operador del mercado.
A los efectos de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado se entiende por
Programa Horario Final Continuo (PHFC), la programación establecida por los
operadores del sistema a partir de la casación de las ofertas de compra y venta de
energía eléctrica durante las rondas del mercado intradiario continuo para cada periodo
de programación como consecuencia del Programa Diario Viable definitivo (PDVD), del
resultado de sesiones de subasta intradiarias y del resultado de las rondas del mercado
intradiario continuo realizadas hasta el momento por el operador del mercado.
El Programa Horario Final (PHF) y el Programa Horario Final Continuo (PHFC)
incorporarán, para cada periodo de programación, los siguientes elementos:
1. La energía eléctrica que corresponde por tramos a cada unidad de venta y
adquisición cuyas ofertas de compra y venta de energía eléctrica hayan resultado
incorporadas como resultado de las casaciones previas.
2. La energía eléctrica que corresponde por tramos a cada unidad de venta y
adquisición cuyas ofertas de compra y venta de energía eléctrica hayan resultado
casadas en el mercado intradiario continuo.
3. La energía asociada a los contratos bilaterales.
Los operadores del sistema comunicarán al operador del mercado el Programa
Horario Final (PHF) y el Programa Horario Final Continuo (PHFC). El operador del
mercado pondrá a disposición de los agentes dicha información, así como la conversión
de dicha información en unidades de oferta, y/o porfolio cuando proceda, necesaria para
las validaciones y el proceso de casación.
El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes el PHF y PHFC
respetando la confidencialidad establecida en la regla correspondiente.
CAPÍTULO DÉCIMO
Liquidación del régimen económico de energías renovables
Regla 52.ª Régimen económico de energías renovables
52.1 Comunicaciones relativas a la aplicación del régimen económico de energías
renovables.
De cara a la aplicación del régimen económico de energías renovables, regulado en
el régimen económico de energías renovables, el operador del mercado y el Ministerio
para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico intercambiarán las siguientes
comunicaciones para la correcta aplicación del régimen económico de energías
renovables, a través de los mecanismos y con la periodicidad acordados entre las partes.
El operador de mercado comunicará al Ministerio para la Transición Ecológica y el
Reto Demográfico los siguientes eventos:
– Certificado de venta de energía
– Fecha de inicio cómputo energía de subasta
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– Modificación de datos de titularidad
– Comunicación de energía máxima de subasta alcanzada
– Comunicación de finalización del plazo máximo de entrega y modificaciones en la
liquidación que se produzcan
– Renuncia voluntaria de la instalación al régimen económico de energías
renovables y modificaciones en la liquidación que se produzcan
– Penalizaciones que se efectúen en los hitos intermedios y modificaciones en la
liquidación que se produzcan
– Energía de subasta computada en los hitos intermedios
– Comunicación de adhesión al régimen económico de energías renovables con
anterioridad al inicio del plazo máximo de entrega
– Fecha más temprana de fin de aplicación del régimen económico de energías
renovables, en el caso de cancelación por cierre, falsedad documental o revocación de la
autorización
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico comunicará al
operador de mercado los siguientes eventos:
– Resolución de inscripción en el registro electrónico del régimen económico de
energías renovables en estado de explotación
– Modificación de datos de la inscripción en el registro electrónico del régimen
económico de energías renovables
– Resolución de cancelación inscripción en el registro electrónico del régimen
económico de energías renovables en estado de explotación
– Resolución de imposición de penalizaciones
Los cambios derivados de las comunicaciones establecidas en este real decreto con
impacto sobre la participación en el mercado de una instalación o en sus liquidaciones
no tendrán efecto sobre fechas cuya casación del mercado diario ya se hubiera
producido.
52.2 Precio a percibir por las instalaciones adscritas al régimen económico de
energías renovables.
Para cada unidad de oferta de instalaciones adscritas al régimen económico de
energías renovables, el precio a percibir, para cada periodo de negociación en los
diferentes mercados, siempre que se den las condiciones de aplicación de dicho
régimen, será, en el mercado diario, en el mercado intradiario y en los servicios de ajuste
y balance:
PP(up,h) = (PADJ(up) + [% ajuste de mercado*(PMD(h)-PADJ(up))]) * K(up)
Siendo:
PADJ (up): Precio de adjudicación en la subasta en la que resultó adjudicada la
instalación adscrita al régimen económico de energías renovables, up.
PMD (h): Precio del mercado diario para el periodo de programación.
% ajuste de mercado: Porcentaje de ajuste de mercado fijado en la orden por la que
se reguló el mecanismo de subasta en la que resultó adjudicada la instalación.
K (up): Coeficiente de minoración del precio a percibir para la instalación adscrita al
régimen económico de energías renovables, up, por incumplimiento de los criterios de
sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. El
coeficiente tomará valor igual a 1, salvo que se establezca un valor distinto por
resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
El precio a percibir obtenido a partir de las fórmulas anteriores se redondeará a dos
decimales.
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Aquellos vendedores con unidades de instalaciones adscritas al régimen económico
de energías renovables que, para un periodo de negociación, hayan negociado con
dichas unidades energía en el mercado diario o intradiario a un precio igual o inferior al
precio de exención de cobro, percibirán para esas unidades en ese periodo de
negociación el precio del mercado correspondiente (diario o intradiario), no
computándose dicha energía como de subasta a efectos de lo establecido en el régimen
económico de energías renovables.
Para la liquidación del régimen económico de energías renovables se practicarán las
anotaciones en cuenta, que se definen a continuación en las siguientes reglas, como
ajustes a las obligaciones de pago o derechos de cobro anotados a la instalación de
acuerdo con los precios correspondientes a los mercados en los cuales haya participado.
52.3 ajuste de liquidación del régimen económico de energías renovables.
52.3.1 ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado diario.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de
venta hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado diario e
incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará un derecho de cobro
en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea
superior al precio del mercado diario si este último es superior al precio de exención de
cobro establecido. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que
sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por
cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de
programación por la diferencia entre el precio a percibir, y el precio marginal de la zona
de oferta española.
El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo
de programación h será:
DCPBCREER(up,h) = EPBC(up,h) * [PP(up,h) – PMH(h)]
Siendo:
DCPBCREER(up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente
a la unidad de venta up, por su participación en el mercado diario, en el periodo de
programación h.
PP(up,h): Precio a percibir en el mercado diario por la instalación up.
EPBC (up,h): Energía asignada a la unidad de venta, up, en el periodo de
programación h, en el mercado diario (PDBC).
PMH(h): Precio marginal horario correspondiente a la hora h en el mercado diario
(PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una nueva casación de
acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a considerar
será el correspondiente a dicha recasación.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de
venta hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado diario e
incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará una obligación de
pago en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación
sea inferior al precio del mercado diario si este último es superior al precio de exención
de cobro establecido. Esta obligación de pago se anotará a la unidad de producción de la
que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y
por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo
de programación por la diferencia entre el precio a percibir, y el precio marginal de la
zona de oferta española.
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La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el
periodo de programación h será:
OPPBCREER(up,h) = EPBC(up,h) * [PMH(h) – PP(up,h)]
Siendo:
OPPBCREER(up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía
correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en el mercado diario, en el
periodo de programación h.
EPBC(up,h): Energía asignada a la unidad de venta, up, en el periodo de
programación h, en el mercado diario (PDBC).
PP(up,h): Precio a percibir en el mercado diario por la instalación up.
PMH(h): Precio marginal horario positivo correspondiente a la hora h en el mercado
diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una nueva casación
de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a
considerar será el correspondiente a dicha recasación.
52.3.2 Ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado intradiario.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de
venta hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado intradiario e
incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará un derecho de cobro
en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea
superior al precio del mercado intradiario. Este derecho de cobro se anotará a la unidad
de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente
en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía
casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir, y el
precio marginal de la zona de oferta española.
El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo
de programación h será:
DCIREER(up,h) = EPIBC(up,h,s) * [PP(up,h) - PMHI(h,s)]
Siendo:
DCIREER(up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la
unidad de venta up, por su participación en el mercado intradiario, en el periodo de
programación h.
EPIBC(up,h,s): Energía de venta asignada a la unidad de venta up, para el periodo
de programación h en el mercado intradiario en la sesión s.
PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up.
PMHI(h,s): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de
programación h en el mercado intradiario (PIBC) en la zona de oferta española en la
sesión s.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de
venta hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado intradiario e
incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará una obligación de
pago en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación
sea inferior al precio del mercado intradiario. Esta obligación de pago se anotará a la
unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que
represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la
energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a
percibir, y el precio marginal de la zona de oferta española.
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La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el
periodo de programación h será:
OPIREER(up,h) = EPIBC(up,h,s) * [PMHI(h,s) – PP(up,h)]
Siendo:
OPIREER(up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a
la unidad de producción up, por su participación en el mercado intradiario, en el periodo
de programación h.
EPIBC(up,h,s): Energía de venta asignada a la unidad de venta up, para el periodo
de programación h en el mercado intradiario en la sesión s.
PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up en el
periodo de programación h.
PMHI(h,s): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de
programación h en el mercado intradiario (PIBC) en la zona de oferta española en la
sesión s.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de
compra hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado intradiario e
incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará una obligación de
pago en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación
sea superior al precio del mercado intradiario. Esta obligación de pago se anotará a la
unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que
represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la
energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a
percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.
La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el
periodo de programación h será:
OPIREER(up,h) = EPIBC(up,h,s) * [PP(up,h) - PMHI(h,s)]
Siendo:
OPIREER(up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a
la unidad de venta up, por su participación en el mercado intradiario, en el periodo de
programación h.
EPIBC(up,h,s): Energía de compra asignada a la unidad de venta up, para el periodo
de programación h en el mercado intradiario en la sesión s.
PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up en el
periodo de programación h.
PMHI(h,s): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de
programación h en el mercado intradiario (PIBC) en la zona de oferta española en la
sesión s.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de
compra hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado intradiario e
incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará un derecho de cobro
en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea
inferior al precio de la transacción. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de
producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en
nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada
en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir y el precio
marginal de la zona de oferta española.
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El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo
de programación h será:
DCIREER(up,h) = EPIBC(up,h,s) * [PMHI(h,s) – PP(up,h)]
Siendo:
DCIREER (up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la
unidad de producción up, por su participación en el mercado intradiario, en el periodo de
programación.
EPIBC(up,h,s): Energía de compra asignada a la unidad de venta up, para la hora h
en el mercado intradiario en la sesión s.
PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up en el
periodo de programación h.
PMHI(h,s): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de
programación h en el mercado intradiario (PIBC) en la zona de oferta española en la
sesión s.
52.3.3 Ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado intradiario
continuo.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de
venta hayan resultado casadas en las rondas de negociación del mercado intradiario
continuo e incorporadas al programa resultante de la casación, y que no haya sido
anulada, se le anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que
el precio a percibir por la instalación sea superior al precio de la transacción. Este
derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de
su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se
calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la
diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.
DCICREER(c,t,up,h) = ENIC(c,t,up,h) * [PP(up,h) - PMHC(c,t)]
Siendo:
DCICREER(c,t,up,r): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente
a la unidad de venta up, por su participación en el mercado intradiario continuo, en la
periodo de programación h.
c: Contrato negociado.
t: Número de la transacción del mercado intradiario continuo por la instalación up.
up: Unidad de oferta de venta titularidad del agente o del representante en nombre y
por cuenta de terceros.
r: Ronda del mercado intradiario continuo.
ENIC(c,t,u,h): Energía de venta casada en el periodo de programación h para el
contrato c para la transacción t, de la unidad de oferta up.
PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario.
PMHC(c,t): Precio de la transacción t en el contrato c.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de
venta hayan resultado casadas en las rondas de negociación del mercado intradiario
continuo e incorporadas al programa resultante de la casación, y que no haya sido
anulada, se le anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los
que el precio a percibir por la instalación sea inferior al precio de la transacción. Este
derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de
su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se
calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la
diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.
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Núm. 53 Viernes 3 de marzo de 2023 Sec. I. Pág. 31731
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OPICREER(c,t,up,h) = ENIC(c,t,up,h) * [PMHC(c,t) – PP(up,h)]
Siendo:
OPICREER(c,t,up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía
correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en el mercado intradiario
continuo, en el periodo de programación h.
c: Contrato negociado.
t: Número de la transacción del mercado intradiario continuo.
up: Unidad de oferta de venta titularidad del agente o del representante en nombre y
por cuenta de terceros.
r: Ronda del mercado intradiario continuo.
ENIC(c,t,u,h): Energía de venta casada en el periodo de programación h para el
contrato c del día d para la transacción t, de la unidad de oferta up.
PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up.
PMHC(c,t): Precio de la transacción t en el contrato c.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de
compra hayan resultado casadas en las rondas de negociación del mercado intradiario
continuo e incorporadas al programa resultante de la casación, y que no haya sido
anulada, se le anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los
que el precio a percibir por la instalación sea superior al precio de la transacción. Este
derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de
su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se
calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la
diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.
OPICREER(c,t,up,h) = ENIC(c,t,up,h) * [PP(up,h) – PMHC(c,t)]
Siendo:
OPICREER(c,t,up,r): Obligación de pago del vendedor por la energía
correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en el mercado intradiario
continuo, en la periodo de programación h.
c: Contrato negociado.
t: Número de la transacción del mercado intradiario continuo.
up: Unidad de oferta de venta titularidad del agente o del representante en nombre y
por cuenta de terceros.
r: Ronda del mercado intradiario continuo.
ENIC(c,t,u,h): Energía de compra casada el periodo de programación h para el
contrato c del día d para la transacción t, de la unidad de oferta up.
PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up en el
periodo de programación h.
PMHC(c,t): Precio de la transacción t en el contrato c.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de
compra hayan resultado casadas en las rondas de negociación del mercado intradiario
continuo e incorporadas al programa resultante de la casación, y que no haya sido
anulada, se le anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que
el precio a percibir por la instalación sea inferior al precio de la transacción. Este derecho
de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su
titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará
como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la
diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.
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DCICREER(c,t,up,h) = ENIC(c,t,up,h) * [ PMHC(c,t) – PP(up,h)]
Siendo:
DCICREER(c,t,up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente
a la unidad de producción up, por su participación en el mercado intradiario continuo, en
la periodo de programación h.
c: Contrato negociado.
t: Número de la transacción del mercado intradiario continuo.
up: Unidad de oferta de venta titularidad del agente o del representante en nombre y
por cuenta de terceros.
r: Ronda del mercado intradiario continuo.
ENIC(c,t,u,h): Energía de compra casada en el periodo de programación h para el
contrato c del día d para la transacción t, de la unidad de oferta up.
PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up en el
periodo de programación h.
PMHC(c,t): Precio de la transacción t en el contrato c.
52.3.4 Ajuste de liquidación de la energía negociada en los servicios de ajuste y
balance.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables que haya
negociado energía a subir en los servicios de ajuste y de balance del sistema, se le
anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que el precio a
percibir por la instalación sea superior al precio del mercado diario. Este derecho de
cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su
titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará
como el producto de la energía neta a subir por la diferencia entre el precio a percibir y el
precio marginal de la zona de oferta española.
El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo
de programación h será:
DCSAREER(up,h) = ESA(up,h) * [PP(up,h) - PMH(h)]
Siendo:
DCSAREER(up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a
la unidad de venta up, por su participación en los mercados de ajuste y balance, en el
periodo de programación h.
ESA(up,h): Energía neta a subir asignada a la unidad de venta up, para el periodo de
programación h, en los servicios de ajuste y balance del sistema.
PP(up,h): Precio a percibir en los servicios de ajuste y balance por la instalación up
en el periodo de programación h.
PMH(h): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación
h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una
nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el
precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables que haya
negociado energía a subir en los servicios de ajuste y de balance del sistema, se le
anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los que el precio a
percibir por la instalación sea inferior al precio del mercado diario. Esta obligación de
pago se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su
titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará
como el producto de la energía neta a subir por la diferencia entre el precio a percibir y el
precio marginal de la zona de oferta española.
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La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el
periodo de programación h será:
OPSAREER(up,h) = ESA(up,h) * [PMH(h) – PP(up,h)]
Siendo:
OPSAREER(up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente
a la unidad de venta up, por su participación en los mercados de ajuste y balance, en el
periodo de programación h.
ESA(up,h): Energía neta a subir asignada a la unidad de venta up, para el periodo de
programación h, en los servicios de ajuste y balance del sistema.
PP(up,h): Precio a percibir en los servicios de ajuste y balance por la instalación up
en el periodo de programación h.
PMH(h): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación
h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una
nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el
precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables que haya
negociado energía a bajar en los servicios de ajuste y de balance del sistema, se le
anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los que el precio a
percibir por la instalación sea superior al precio del mercado diario. Esta obligación de
pago se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su
titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará
como el producto de la energía neta a subir por la diferencia entre el precio a percibir y el
precio marginal de la zona de oferta española.
La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el
periodo de programación h será:
OPSAREER(up,h) = ESA(up,h) * [PP(up,h) – PMH(h)]
Siendo:
OPSAREER(up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente
a la unidad de producción up, por su participación en los mercados de ajuste y balance,
en el periodo de programación h.
ESA(up,h): Energía neta a bajar asignada a la unidad de venta up, para el periodo de
programación h en los servicios de ajuste y balance del sistema.
PP(up,h): Precio a percibir en los servicios de ajuste y balance por la instalación up
en el periodo de programación h.
PMH(h): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación
h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una
nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el
precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación.
Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables que haya
negociado energía a bajar en los servicios de ajuste y de balance del sistema, se le
anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que el precio a
percibir por la instalación sea inferior al precio del mercado diario. Este derecho de cobro
se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad,
pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el
producto de la energía neta a subir por la diferencia entre el precio a percibir y el precio
marginal de la zona de oferta española.
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El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo
de programación h será:
DCSAREER(up,h) = ESA(up,h) * [PMH(h) – PP(up,h)]
Siendo:
DCSAREER(up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a
la unidad de producción up, por su participación en los mercados de ajuste y balance, en
el periodo de programación h.
ESA(up,h): Energía neta a bajar a la unidad de venta up, para en el periodo de
programación h en los servicios de ajuste y balance del sistema.
PP(up,h): Precio a percibir en los servicios de ajuste y balance por la instalación up
en el periodo de programación h.
PMH(h): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación
h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una
nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el
precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación.
Para la determinación de los derechos de cobro y obligaciones de pago relativos a la
liquidación de las energías negociadas en los servicios de ajuste y balance por las
instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables, se utilizará la
información facilitada por el Operador del Sistema de acuerdo con la Regla «Información
que deben suministrar los operadores del sistema al operador del mercado».
Los valores de energía negociada en los servicios de ajuste a efectos de las
liquidaciones del operador del mercado estarán expresados en MWh y redondeados a un
decimal en cada periodo de programación.
52.4 Liquidación del excedente o déficit de las liquidaciones del régimen económico
de energías renovables.
El excedente o déficit generado a nivel diario en las liquidaciones como
consecuencia de las diferencias entre el precio de mercado y los precios a percibir por
las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables, se liquidará
entre todas las unidades de adquisición nacionales en proporción a su energía en el
último programa horario final.
El valor de este excedente/déficit diario se determinará como:
En los casos en los que se genere un excedente diario (EXCDEFREER(d) > 0) a los
titulares de unidades de adquisición nacionales se les anotará un derecho de cobro en
cada periodo de programación que se calculará como:
Siendo:
EUADQ(h,ua): energía de la unidad de adquisición nacional ua en el último programa
horario final para el periodo de programación h del día d.
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En los casos en los que se genere un déficit diario (EXCDEFREER(d)
titulares de unidades de adquisición nacionales se les anotará una obligación de pago en
cada periodo de programación que se calculará como:
52.5 Unidades de adquisición nacionales a efectos de las liquidaciones del régimen
económico de energías renovables.
A efectos de las liquidaciones del excedente/déficit económico derivado del régimen
económico de energías renovables, se entenderán por unidades de adquisición
nacionales aquellas establecidas en la zona española, a excepción de las unidades de
almacenamiento (consumo de bombeo, baterías), unidades genéricas, unidades porfolio
de generación de compra, unidades de exportación y unidades de compra de servicios
auxiliares de unidades de producción.
El reparto del excedente/déficit económico solo se realizará entre las unidades de
adquisición nacionales cuyo titular tenga adquirida la condición de agente del mercado.
52.6 Cese en las liquidaciones del régimen económico de energías renovables.
El operador del mercado dejará de liquidar la retribución del régimen económico de
energías renovables a aquellas instalaciones recogidas en los supuesto a) y b) del
artículo 30 del Régimen Económico de Energías Renovables, a partir del siguiente día al
que se alcanza la energía máxima de subasta o a la fecha de finalización del plazo
máximo de entrega.
Los titulares de instalaciones de producción adscritas al régimen económico de
energías renovables, de acuerdo con los supuestos d) y e) del artículo 30 del Régimen
Económico de Energías Renovables, podrán solicitar la renuncia a la aplicación de dicho
régimen mediante solicitud electrónica realizada a través del sistema de información del
operador del mercado, indicando la fecha de aplicación, que siempre deberá será mayor
o igual a la primera fecha cuya casación del mercado diario no se haya producido. Esta
solicitud será irrevocable. Tras su aceptación, el operador del mercado dejará de liquidar
el régimen económico de energías renovables a la instalación desde la fecha de la
solicitud.
En el resto de los supuestos del artículo 30 del Régimen Económico de Energías
Renovables, para las instalaciones que hayan visto cancelada su inscripción en el
registro electrónico del régimen económico de energías renovables en estado de
explotación, el operador del mercado dejará de liquidar el régimen económico de
energías renovables a partir de la primera fecha cuya casación del mercado diario no se
haya producido y posterior al día de recepción por el operador del mercado de la
resolución de cancelación de la inscripción en el registro.
CAPÍTULO UNDÉCIMO
Liquidaciones, facturación, cobros y pagos y garantías
Regla 53.ª Características generales de la liquidación
En el proceso de liquidación se determinan los derechos de cobro y las obligaciones
de pago resultantes de las operaciones en el mercado diario y en los mercados
intradiarios, de la aplicación del régimen económico de energías renovables, así como
aquellas otras que reglamentariamente se determinen.
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53.1 Elementos de la determinación del precio.
Son operaciones para la determinación del precio de la energía eléctrica de cada
unidad de venta y de cada unidad de adquisición, el establecimiento de los programas de
energía asignada a cada unidad de producción y adquisición que se relacionan a
continuación:
– Programa diario resultante de la casación del mercado diario (PBC).
– Programa resultante de la casación del mercado intradiario de subastas (PIBCI).
– Programa resultante de la casación del mercado intradiario continuo (PIBCIC).
53.2 Liquidación.
El operador del mercado realizará una liquidación diaria para cada agente por medio
de la agregación de las anotaciones horarias correspondientes a cada día, de acuerdo
con las presentes reglas.
La liquidación del flujo resultado del mercado diario en la interconexión entre España
y Francia y de la renta congestión que se genere en dicha interconexión se liquidará por
los operadores del mercado español y sus homólogos designados en Francia, o terceras
partes habilitada por éstos. El operador del mercado español será responsable de
liquidar la mitad de la renta de congestión de la interconexión entre España y Francia al
operador del sistema español, mientras que los operadores del mercado designados en
Francia, o terceras partes habilitadas por estos, liquidarán la otra mitad al operador del
sistema francés, de acuerdo con lo establecido en cada uno de los sistemas eléctricos.
La liquidación de las transacciones transfronterizas en la interconexión entre España
y Francia en el mercado intradiario continuo se liquidarán entre el operador del mercado
español y sus homólogos designados en Francia, o terceras partes habilitadas por estos.
A efectos de determinar la contraparte en Francia a la que liquidar cada transacción
transfronteriza, se utilizará la información facilitada por la Plataforma de Contratación
Continua Europea.
Cualquier diferencia económica que se pudiera producir como consecuencia de la
liquidación de la energía intercambiada por aplicación del acoplamiento de mercados
entre MIBEL y Francia o por incidencias que supongan descuadres de programa, se
financiará con cargo a cada una de las rentas de congestión y de las subastas explícitas
correspondientes al sistema eléctrico español, según corresponda.
A estos efectos, los descuadres que se pudieran producir por anulación de energías
negociadas en el mercado intradiario continuo por unidades localizadas en la zona
portuguesa que hubieran resultado casadas con unidades fuera del MIBEL se liquidarán
a la renta de congestión de la interconexión entre España y Portugal que corresponde al
sistema eléctrico español, mientras que los descuadres que se produzcan por anulación
de energías negociadas por unidades localizadas en la zona española que hubieran
resultado casadas con unidades fuera del MIBEL se liquidarán a la renta de congestión
de la interconexión entre España y Francia que corresponde al sistema eléctrico español.
Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las
correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevará a tales efectos a las
siguientes unidades:
1. Unidades de oferta o porfolio de venta o adquisición de cada titular.
2. Unidades de oferta o porfolio de venta o de adquisición de cada representante
cuando en la unidad se oferten energías de titulares representados en nombre propio y
por cuenta ajena.
3. Unidades de oferta de cada representante con las que se oferta energía de
titulares representados en nombre y por cuenta de terceros. A este efecto se considerará
cada unidad de oferta asociada unívocamente a su correspondiente agente
representado.
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Las anotaciones practicadas a cada unidad de oferta o porfolio se liquidarán al:
− agente titular de dicha unidad de oferta o porfolio, en el caso de agentes que
acuden al mercado directamente o bien representando a otros en nombre propio y por
cuenta de terceros.
− agente representado, en los casos de las unidades de oferta dadas de alta para
actuar en nombre y por cuenta de su representado.
A los agentes que participen en el mercado en virtud de inscripción en el registro
administrativo de instalaciones de producción y en virtud de su actividad como
comercializador, consumidor directo en mercado o representación de estas actividades,
se les liquidará por separado cada una de estas actividades.
En el caso de unidades de venta correspondientes a unidades de producción
participadas por varios agentes del mercado, las anotaciones por las energías que
forman parte del programa resultante de la casación del mercado diario se realizarán a
cada propietario sobre la base de la asignación detallada en la Regla de «Resultado de
la casación del mercado diario».
En el caso de unidades de venta correspondientes a unidades de producción
participadas por varios agentes del mercado, las anotaciones por las energías que
forman parte del programa resultante de la casación del mercado intradiario de subastas
o del mercado intradiario continuo se realizarán a cada propietario en proporción a su
porcentaje de propiedad.
Dado que el operador del mercado actúa como contraparte de cada una de las
anotaciones en cuenta resultantes de la liquidación, el saldo final del operador del
mercado en cada sesión del mercado diario y de los mercados intradiarios estará
siempre saldado a cero, tanto en energía como en volumen económico.
Regla 54.ª Proceso de liquidación
54.1 Liquidación diaria.
Efectuada la casación del mercado diario y de los mercados intradiarios, el operador
del mercado pondrá a disposición de los agentes las anotaciones de derechos de cobro
y obligaciones de pago correspondientes al programa resultante de la casación.
El día hábil posterior a cada día de contratación, el operador del mercado pondrá a
disposición de los agentes del mercado, en los sistemas de información de este la
liquidación correspondiente a dicho horizonte diario de programación, con distinción de
cada periodo de programación, así como la información sobre los derechos de cobro y
obligaciones de pago derivados de la misma. Los días no hábiles se publicará la
liquidación con carácter de borrador.
Tal liquidación se realizará de acuerdo con las normas recogidas en las presentes
reglas y siempre que se hayan recibido las informaciones necesarias para ello.
La liquidación diaria se considerará provisional si concurre cualquiera de los
siguientes motivos:
a) La existencia de reclamaciones pendientes respecto del desarrollo de alguna
sesión de contratación del mercado.
b) Estar abierto el plazo para recepción de reclamaciones por parte de los agentes.
c) La existencia de reclamaciones pendientes respecto de la liquidación.
d) La aparición, a posteriori, de valores erróneos en una liquidación considerada
como definitiva, que no pudieron ser detectados en su momento por los agentes ni por el
operador del mercado.
e) Cualquier otra causa determinante de insuficiencia o inexactitud en las
informaciones necesarias para practicar la liquidación.
Expresamente, se hará constar la causa o causas que determinen la provisionalidad.
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La liquidación diaria se considerará definitiva salvo que concurra alguno de los
motivos a que se refieren los párrafos anteriores.
54.2 Resolución de incidencias.
Una vez el operador del mercado haya emitido la liquidación diaria, los agentes del
mercado dispondrán de tres días hábiles para efectuar las reclamaciones referidas a
dicha liquidación que estimen oportunas, tal y como establece el Real
Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.
El operador del mercado dispondrá de tres días hábiles para resolver las
reclamaciones presentadas.
Las liquidaciones diarias podrán modificarse como consecuencia de las
reclamaciones planteadas por los agentes y que resultarán estimadas por el operador
del mercado, o bien para incluir nuevas informaciones o modificaciones a iniciativa del
operador del mercado o de los agentes del mercado una vez aceptadas por el operador
del mercado.
El operador del mercado publicará una nueva liquidación de aquellos días que se
hubieran modificado según lo establecido anteriormente, disponiendo los agentes de un
nuevo plazo de reclamación.
Si, en razón del plazo establecido en estas reglas para efectuar la liquidación diaria
existiesen reclamaciones pendientes de resolverse, dicha liquidación diaria tendrá
carácter provisional.
En el caso de que el agente del mercado no resultare conforme con la resolución
adoptada por el operador del mercado sobre la reclamación presentada, dispondrá de
tres días hábiles para presentar una nueva reclamación sobre los mismos hechos
aportando información adicional.
En tal caso y de acuerdo con lo establecido en la Regla de «Liquidación diaria», la
liquidación efectuada se mantendrá, con carácter provisional, hasta la resolución firme
de la reclamación.
En caso de que el agente recurriese a un organismo externo competente la
resolución del operador del mercado a la reclamación, deberá informar de este hecho al
operador del mercado presentando una nueva reclamación asociada al mismo
expediente.
Si estando el agente disconforme con la resolución del operador del mercado a la
reclamación no abre otra reclamación dentro del mismo expediente ni la presenta a
organismo competente, pasado un plazo de quince días hábiles la reclamación quedará
cerrada con el estado otorgado por el operador del mercado.
En el caso de que el agente del mercado no resultare conforme con la resolución
adoptada por el operador del mercado sobre la reclamación presentada, se estará a lo
establecido en la disposición transitoria octava del Real Decreto 2019/1997, de 26 de
diciembre.
En tal caso, la liquidación efectuada se mantendrá con carácter provisional hasta la
resolución firme de la reclamación.
Regla 55.ª Procedimiento de facturación de las transacciones en el mercado de
electricidad
55.1 Agentes del mercado diario de producción a los que se les realiza la
facturación.
La facturación se realizará a los agentes que participen en los mercados diario e
intradiarios para el conjunto de unidades de producción y adquisición de las que sean
titulares, considerando su porcentaje de participación, y por el conjunto de unidades no
de su titularidad, pero a las que representan en nombre propio y por cuenta ajena.
A los agentes que participen en el mercado en virtud de inscripción en el registro
administrativo de instalaciones de producción y en virtud de su actividad como
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comercializador, consumidor directo en mercado o representación de estas actividades,
se les facturará por separado cada una de estas actividades.
A los agentes titulares de unidades de adquisición nacionales se les facturará el
excedente o déficit económico diario correspondiente a la liquidación de la energía de
subasta de las instalaciones acogidas al régimen económico de energías renovables. A
efectos de determinar las unidades a las que le será de aplicación, se estará a lo
establecido en la Regla «Unidades de adquisición nacionales a efectos de las
liquidaciones del régimen económico de energías renovables».
Al operador del sistema eléctrico portugués se le facturará la renta de congestión
correspondiente al sistema eléctrico portugués que se haya tenido en cuenta en el
proceso de separación de mercados en la interconexión entre España y Portugal.
A los operadores del mercado designados en Francia, o terceras partes habilitadas
por estos, se les facturará la parte de la renta de congestión correspondiente a la
interconexión entre España y Francia que les haya sido liquidada de acuerdo con las
reglas de liquidación.
Al operador del sistema eléctrico español se le facturarán las rentas de congestión
correspondientes al sistema eléctrico español que se hayan tenido en cuenta en el
proceso de separación de mercados en las interconexiones entre España y Portugal y
entre España y Francia.
55.2 Determinación de las transacciones de compra-venta en el mercado de
electricidad.
La determinación de las transacciones que se producen en el mercado de
electricidad entre los agentes del mercado es necesaria para que se pueda realizar la
facturación de manera adecuada.
Existirá una transacción por cada venta de un agente del mercado en cada periodo
de programación y en cada mercado o segmento de liquidación en la que el operador del
mercado será la contraparte compradora. Asimismo, existirá una transacción por cada
adquisición de un agente del mercado en cada periodo de programación y en cada
mercado o segmento de liquidación en la que el operador del mercado será la
contraparte vendedora.
Existirá una transacción en cada periodo de programación y en cada mercado en el
que se haya liquidado renta de la congestión entre cada uno de los titulares de la misma
en los términos de la legislación aplicable y el operador del mercado, que será la
contraparte.
Existirá una transacción en cada periodo de programación en el que un titular de
unidad de adquisición nacional tenga energía programada en el último programa horario
final del día y exista un excedente o un déficit en las liquidaciones del régimen
económico de energías renovables en dicho día. Si se liquida un excedente económico,
el operador del mercado será la contraparte compradora y si se liquida un déficit
económico, el operador del mercado será la contraparte vendedora.
Existirá una transacción en cada periodo de programación y en cada mercado o
segmento de liquidación en el que un titular de instalación de producción adscrita al
régimen económico de energías renovables por los apuntes en cuenta correspondientes
a los ajustes de liquidación recogidos en la Regla «Ajustes de liquidaciones del régimen
económico de energías renovables». Si la transacción supone un derecho de cobro, el
operador del mercado será la contraparte compradora y si la transacción supone una
obligación de pago, el operador del mercado será la contraparte vendedora.
55.3 Expedición de la factura.
Las entregas de energía eléctrica asociadas al mercado efectuadas por los
suministradores de la energía serán documentadas por el operador del mercado
mediante facturas expedidas por dicho operador como destinatario de la operación,
dando así cumplimiento a la obligación de expedir factura.
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Los datos relativos a la identificación del destinatario de la operación serán los
correspondientes al operador del mercado y los datos del proveedor serán los del
suministrador de la energía.
El operador del mercado expedirá una factura por las entregas efectuadas a cada
adquirente, en la que los datos relativos a la identificación del proveedor serán los
correspondientes al operador del mercado y los datos del destinatario serán los del
adquirente de la energía.
55.4 Conceptos incluidos en la factura.
La factura incluirá, además de los datos del suministrador y del adquirente de
energía tal como se indica en la Regla de «Expedición de la factura», los siguientes
conceptos:
– Serie de factura como entidad suministradora de energía para cada agente
suministrador y numeración correlativa.
– Serie de factura como entidad adquirente de energía, que será la serie del
operador del mercado, con numeración correlativa.
– Fecha de expedición.
– Fecha de vencimiento.
En el caso de la factura a una entidad adquirente de energía, los siguientes datos de
cabecera de factura del agente comprador, referidos a la sede de la actividad económica
o del establecimiento permanente al que se suministra la energía, en caso de que se
trate de un sujeto pasivo revendedor según la Directiva 2006/112/CE del Consejo, de 28
de noviembre de 2006, relativa al sistema común del impuesto sobre el valor añadido, o
los datos de su establecimiento situado en el territorio en el que se consume la energía
en el caso de otros sujetos pasivos:
– Razón social del agente.
– Persona a cuya atención se expide la factura.
– Código de Identificación Fiscal (CIF).
– Dirección.
– Código Postal.
– Ciudad.
– Provincia.
– País.
En el caso de la factura de una entidad suministradora de energía, como regla
general, se incluirán los mismos datos de cabecera de factura que se han comunicado
para la factura como entidad adquirente. No obstante, lo anterior, los agentes que han
comunicado en dichos datos un establecimiento permanente al cual se suministra la
energía situado fuera del territorio español, si poseen un establecimiento permanente o
domicilio fiscal en el territorio español que intervenga en las entregas de electricidad,
deberán comunicar los datos anteriores referidos a dicho establecimiento para que sean
utilizados en la factura de la entidad suministradora.
La factura incluirá el importe a pagar o a cobrar por las operaciones de compra o
venta realizadas en el mercado, que incluye la liquidación de los mercados diarios e
intradiarios, las liquidaciones del régimen económico de energías renovables, así como
los conceptos que reglamentariamente se determinen.
El importe que por este concepto figura en la factura de la entidad suministradora
coincide con el importe total de las transacciones acreedoras del agente.
El importe que por este concepto figura en la factura de la entidad adquirente de
energía coincide con el importe total de las transacciones deudoras del agente.
La factura incluirá también las cuotas e impuestos reglamentarios, que se detallan en
la Regla «Cuotas e impuestos aplicables».
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55.5 Cuotas e impuestos aplicables.
55.5.1 Impuesto especial sobre la electricidad.
El Impuesto Especial sobre la Electricidad (IEE) debe ser satisfecho por los
consumidores directos en mercado por sus adquisiciones de energía en el mercado que
respondan a consumos en territorio español, así como por los agentes que
reglamentariamente se determine.
Aquellos agentes del mercado a los que sea de aplicación la reducción de la base
de Impuestos Especiales, presentarán al operador del mercado, como contribuyente del
impuesto, la información que reglamentariamente se establezca, así como la unidad
física del punto de suministro que tiene derecho a dicha reducción. A las compras que se
realicen a través de unidades porfolio no se les aplicará la reducción del impuesto de
electricidad.
El agente será el responsable de la veracidad de la información para la correcta
aplicación del Impuesto Especial sobre la Electricidad.
El operador del mercado aplicará, en la facturación del mercado, la reducción del
Impuesto Especial sobre la Electricidad no más tarde del tercer día hábil tras la
recepción de toda la información necesaria y siempre que la configuración de las
unidades de oferta permita su aplicación. Cualquier modificación en los valores
autorizados será comunicada al operador del mercado y surtirá efectos en los mismos
plazos que la notificación anterior.
55.5.2 Impuesto del Valor Añadido.
El Impuesto del Valor Añadido (IVA) se repercutirá a los sujetos según las normas
específicas que regulan las entregas de electricidad.
Los agentes del mercado comunicarán la condición en la que actúan en el mercado y
los datos relativos a su establecimiento, así como cualquier variación que en ellos se
produzca, que servirán de base para la determinación del régimen de tributación
aplicable.
55.6 Datos de los agentes para efectuar la facturación.
Será requisito imprescindible para obtener el alta como agente del mercado haber
aportado al operador del mercado, mediante el sistema establecido a tal efecto en la
«Guía de Acceso al Mercado», todos los datos necesarios para que este pueda efectuar
la facturación en nombre del agente. Cualquier modificación de dichos datos deberá
solicitarse a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, siendo
aceptada por este si la solicitud es correcta. La aceptación y tramitación por el operador
del mercado de la solicitud del agente se regirá por los plazos que se establecen en la
Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».
Los cambios que se produzcan en dichos datos cuando afecten a la facturación,
entre los que se incluyen los datos para la aplicación de la reducción en el Impuesto de
Electricidad y los cambios de titularidad de instalaciones, no tendrán efecto sobre fechas
cuya casación del mercado diario ya se hubiera producido.
55.7 Periodo de facturación.
La facturación se realizará en días hábiles para el conjunto de periodos de
programación de un día cuya liquidación diaria haya sido publicada. Asimismo, tras cada
casación y tras cada sincronización con la Plataforma de Negociación del Operador del
Mercado, se publicarán los datos acumulados de la facturación diaria que tendrán la
consideración de borrador.
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55.8 Facturación electrónica.
Las facturas serán expedidas de forma electrónica utilizando una firma electrónica
avanzada del operador del mercado basada en un certificado reconocido y creada
mediante un dispositivo seguro de creación de firma.
Las facturas expedidas podrán descargarse a través del Sistema de Información del
Operador del Mercado, lo que garantiza, a su vez, la confidencialidad.
La factura electrónica se expedirá en formato XML siguiendo el formato estructurado
de la factura electrónica Facturae, versión 3.2 o superior, y de firma electrónica conforme
a la especificación XMLAdvanced Electronic Signatures (XAdES). Asimismo, se publicará
el contenido de la factura en formato fácilmente legible.
Los agentes podrán comprobar, una vez recibida la factura, a través del mecanismo
de verificación de firma:
– La autenticidad del origen de las facturas, es decir, que estas han sido expedidas
por el operador del mercado.
– La integridad del contenido, es decir, que no han sido modificadas
– Que el certificado de creación de firma del operador del mercado no ha sido
revocado.
El agente deberá conservar, tal y como se indica en la normativa aplicable, el fichero
de la transmisión conteniendo la factura y su firma, tal y como se recibió. Asimismo,
podrá conservar la factura en forma impresa en papel con las condiciones que
reglamentariamente se establezcan.
El operador del mercado conservará en su base de datos los ficheros de facturación
electrónica.
Se firmarán electrónicamente todo el resto de documentos que acompañen a la
facturación. Los agentes podrán descargárselos a través del Sistema de Información del
Operador del Mercado.
55.9 Facturas rectificativas.
En caso de que sea necesario realizar una nueva liquidación de un día, o por error
en la factura en los supuestos recogidos en la normativa vigente, el operador del
mercado expedirá factura rectificativa, en la que constará la rectificación de los datos
que, en el caso de rectificación en importes y energías, serán las diferencias con los
anteriores.
55.10 Obligaciones fiscales del operador del mercado relativas a la facturación.
El operador del mercado relacionará en su declaración anual de operaciones con
terceras personas, en los términos previstos por el Real Decreto 1065/2007, de 27 de
julio, por el que se aprueba el Reglamento General de las actuaciones y los
procedimientos de gestión e inspección tributaria y de desarrollo de las normas comunes
de los procedimientos de aplicación de los tributos. las operaciones realizadas por los
suministradores de energía eléctrica y por los adquirentes, que hayan sido
documentadas con arreglo a lo indicado en la Regla de «Expedición de la factura»,
indicando respecto de cada suministrador y de cada adquirente el importe total de las
operaciones efectuadas durante el periodo a que se refiera la declaración, en la que se
harán constar como compras las entregas de energía imputadas a cada suministrador y
como ventas las adquisiciones de energía imputadas a cada adquirente.
Asimismo, el operador del mercado realizará la liquidación del Impuesto del Valor
Añadido, del Impuesto Especial sobre la Electricidad y de cuantos otros impuestos y
cuotas correspondan a la facturación del mercado de electricidad, en los términos
legalmente establecidos, como sujeto pasivo y contribuyente de dichos impuestos.
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55.11 Obligaciones de los sujetos relativas a la facturación.
A efectos de facturación, los agentes reconocen y declaran expresamente el
completo conocimiento de todas sus obligaciones en el ámbito fiscal en referencia a las
actividades por las que el operador del mercado va a expedir factura en su nombre, en
caso de ventas, o va a poner a su disposición la factura, en caso de adquisiciones. En
particular, y sin ánimo exhaustivo, será de aplicación la normativa relativa al Impuesto del
Valor Añadido y al Impuesto Especial sobre la Electricidad, sin perjuicio de otras cuotas y
cargos que pudieran ser aplicables. El operador del mercado no se hace responsable en
ningún caso y en modo alguno de cualquier incumplimiento por parte de los agentes de
la normativa fiscal que les sea aplicable en cada momento.
Los agentes del mercado facilitarán al operador del mercado cualquier información
necesaria que les sea requerida para el buen funcionamiento del sistema de facturación,
así como cualquier información de sus operaciones en el mercado que este les solicite
para cumplir con sus obligaciones fiscales como operador del mercado y como
contraparte de las operaciones de compra y de venta en el mercado.
55.12 Solicitud de información relativa a facturación.
Los agentes podrán solicitar al Operador del Mercado información relativa a su
facturación en el mercado de electricidad para sus auditorías contables a través del
sistema de información del Operador del Mercado. No se aceptará ninguna solicitud
realizada por otros medios.
El operador del mercado responderá a la solicitud poniendo a disposición del agente
del mercado en el sistema de información del Operador del Mercado la información
estándar necesaria para sus auditorías contables con la firma electrónica avanzada del
operador del mercado.
La aceptación y tramitación por el Operador del Mercado de la solicitud del agente se
regirá por los plazos que se establecen en la regla «Horarios y plazos para las
solicitudes de los agentes».
El operador del mercado cumplirá los criterios de confidencialidad previstos en las
presentes reglas de manera particular para los datos de facturación, lo que impedirá el
envío a los agentes de dichos datos por medios no seguros, como el fax o el correo
electrónico.
Regla 56.ª Sistema de cargos y abonos
56.1 Horizonte de liquidación.
Se define horizonte de liquidación L, como el conjunto de liquidaciones diarias cuyos
cobros y pagos se realizan conjuntamente.
El horizonte de liquidación será, inicialmente, la semana natural, esto es, de lunes a
domingo. El operador del mercado podrá modificar mediante instrucción, y previa
autorización por los organismos reguladores que corresponda, este parámetro, siendo en
cualquier caso el periodo mínimo de liquidación de un día.
56.2 Cobros y pagos.
56.2.1 Cobros y pagos de los agentes del mercado.
Se definen a continuación los siguientes parámetros:
N: Día de publicación de los cobros y pagos a realizar. Se define como el primer día
hábil posterior al último día del horizonte de liquidación.
P: Día de pagos, será el segundo día que sea día hábil y día hábil bancario posterior
al día N. En aquellas semanas en las que coincidan, de lunes a viernes, tres días entre
no hábiles y no bancarios, el día de pagos será el día hábil y hábil bancario posterior al
día N.
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C: Día de cobros, será el primer día hábil bancario posterior al día P.
Se consideran días inhábiles los sábados, domingos y los días festivos de la plaza de
Madrid, así como el 24 y el 31 de diciembre. Se considerarán días no hábiles bancarios
los días declarados inhábiles por el Banco de España así como los inhábiles
comunicados por la entidad financiera que gestiona la cuenta designada por el operador
del mercado para la realización de los abonos y pagos.
El operador del mercado publicará a los agentes el día N los cobros y pagos del
horizonte de liquidación L.
Las liquidaciones diarias que se hubieran modificado como resultado de la resolución
de incidencias, o por otros de los motivos recogidos en las presentes reglas, y que
hubieran formado parte de un horizonte de liquidación previo, tendrán misma fecha de
cobros y pagos que el horizonte de liquidación al que pertenezca el día hábil anterior al
de su publicación.
Los cobros y pagos que correspondan a los agentes del mercado de acuerdo con la
liquidación diaria provisional se considerarán a cuenta de la liquidación definitiva.
El operador del mercado podrá modificar mediante instrucción los parámetros N, P y
C.
56.2.2 Cobros y pagos de los intercambios con el sistema eléctrico francés.
Los cobros y pagos con los operadores del mercado designados en Francia
correspondientes a la liquidación del flujo en la interconexión entre España y Francia y
de la renta de congestión que se genere en la misma se realizarán diariamente, de
acuerdo con los procedimientos de cobros y pagos y en base al calendario de pago
acordados con cada operador.
56.2.3 Costes derivados de la armonización de los ciclos de pagos.
El operador del mercado, en su función como contraparte central de los intercambios
de energía con los sistemas eléctricos francés, portugués y marroquí, armonizará los
desfases temporales entre los cobros y los pagos a través de la correspondiente
financiación:
Los operadores del mercado, designados en España y en Francia, o terceras partes
habilitadas por éstos, se harán cargo del 50 % del coste de la financiación requerida para
hacer frente a los pagos entre ambos sistemas. El coste asignado al operador del
mercado español se financiará con cargo a la renta de congestión correspondiente al
sistema eléctrico español.
Asimismo, el coste de la financiación necesaria para cubrir el desfase entre el IVA
soportado y el IVA repercutido por el operador del mercado derivado de su actuación
como contraparte central de las exportaciones, importaciones e intercambios
intracomunitarios en el mercado, se financiará con cargo a la renta de congestión
correspondiente al sistema eléctrico español del conjunto de las interconexiones.
56.3 Características de las notas agregadas de cargo y abono.
56.3.1 Publicación de la nota agregada de cargo y abono.
El operador del mercado, el día N, publicará a los agentes del mercado que hubieren
actuado como compradores o vendedores, a través de los Sistemas de Información del
Operador del Mercado, y firmadas electrónicamente, las notas agregadas de cargo y
abono, que indicarán el importe neto a pagar o cobrar resultante de la suma de las
facturas correspondientes al mismo horizonte de liquidación, así como el detalle de las
facturas incluidas.
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El operador del mercado publicará a los agentes del mercado su correspondiente
nota agregada de cargo y abono en la que se hará constar, en su caso, lo siguiente:
– Nombre del agente.
– Fecha de vencimiento.
– Fecha y hora límite del pago
– Cuenta del operador del mercado en la que se debe recibir el pago.
– Cuenta del agente en la que se efectuará el pago.
Asimismo, se incluirá el detalle de cada factura correspondiente a las liquidaciones
diarias pertenecientes al mismo horizonte de liquidación, en concreto:
– Fecha de la liquidación diaria.
– Referencia a la factura emitida.
– Resultado de dicha factura.
Se indicará asimismo el importe total a pagar o cobrar resultado de la suma de
dichas facturas.
La nota agregada de cargo y abono incluirá, asimismo, todas aquellas correcciones
que pudieran surgir en el desarrollo habitual de los cobros y pagos, tales como intereses
de demora o pagos en exceso, correcciones por movimientos en los saldos en efectivo
que los agentes hubieran aportado, pagos anticipados, cantidades a retener de los
derechos de cobro acreditados en el horizonte de liquidación previo para garantizar las
obligaciones de pago del horizonte actual, penalizaciones a instalaciones adscritas al
régimen económico de energías renovables recogidas en la Orden TED/1161/2020, de 4
de diciembre, o cualquier otro movimiento de efectivo que fuera necesario incluir en esta
nota.
En particular el operador del mercado podrá integrar en la nota agregada de cargo y
abono del mercado de cada agente el pago correspondiente a la financiación del
operador del mercado que normativamente se determine. En caso de que los agentes
estén representados en el mercado en nombre propio y por cuenta de terceros su
obligación de pago en concepto de la retribución del operador del mercado se integrará
en la nota agregada de cargo y abono de su representante minorando el cobro o
aumentando el pago del mismo.
56.3.2 Nueva publicación de la nota agregada de cargo y abono.
En ciertos supuestos, que se indican a continuación, el operador del mercado, previa
notificación a los agentes, publicará una segunda versión de la nota agregada de cargo y
abono con posterioridad al día N. Estos supuestos son los siguientes:
– Si el día de pagos, tras verificarse el incumplimiento en el pago de un agente se
ejecutase la cesión de derechos de cobro otorgada por un tercero, este último vería
modificado el resultado indicado en la nota agregada publicada el día N. En este caso el
operador de mercado publicará una nueva nota agregada al agente cedente en la que se
incluirá el resultado de la ejecución de la cesión de derechos de cobro. Si el resultado de
la nota agregada fuera un cargo, el agente deberá proceder a abonarlo en la cuenta del
operador del mercado inmediatamente. En caso de que el día de pagos no se haya
efectuado el pago, se procederá a actuar tal como se indica en la Regla de «Régimen de
impagos e intereses de demora».
– Si el día de pagos se produce una situación de impago, el prorrateo se llevará a
cabo en proporción a las notas de abono de cada agente acreedor sin tener en cuenta,
en su caso, la consolidación de las notas de cargo o abono de los agentes que se
hubieran acogido a dicha opción, tal y como establece la regla «Consolidación de cobros
y pagos».
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Si se produce el impago de un grupo empresarial que consolide sus notas de cargo o
abono, el Operador del Mercado dispondrá la ejecución de las garantías prestadas
necesarias para cubrir la deuda.
Si como consecuencia del prorrateo, la nota consolidada de un grupo empresarial
resulta deudora, el Operador del Mercado procederá a emitir una nueva nota de cargo
que el agente deberá hacer efectiva de forma inmediata. Si no lo hiciera se procederá a
actuar tal y como se indica en la Regla de «Régimen de impagos e intereses de
demora».
– Cualquier otro motivo que obligue al operador del mercado a modificar los datos
inicialmente publicados, tales como embargos sobre derechos de cobro por parte de la
agencia tributaria u otros organismos.
56.4 Consolidación de cobros y pagos.
En los casos contemplados en las presentes reglas en los que se expidan dos o más
facturas al mismo agente del mercado por razón de distintas actividades, considerando
que estas facturas corresponden a un mismo CIF, las notas de abono o cargo agregadas
podrán consolidarse en una de ellas. El operador del mercado incluirá en la nota
agregada de cargo y abono de dicho agente el conjunto de notas de abono y cargo
diarias emitidas al agente en el horizonte de liquidación.
Los agentes del mercado que pertenezcan a un mismo grupo empresarial podrán
consolidar en una sola nota agregada de cargo o abono las notas correspondientes a
todas las empresas del grupo con el exclusivo objeto de reducir operativamente el
movimiento de fondos entre dichos agentes y el operador del mercado.
A estos efectos, dichos agentes deberán enviar al operador del mercado el modelo
recogido en la «Guía de Acceso al Mercado» para solicitar dicha consolidación,
debidamente cumplimentado y firmado por personas con poderes suficientes. En dicho
documento se indicará en qué empresa se desea consolidar las notas de cargo o abono.
En aquellos casos en los que la nota resulte acreedora, el pago se efectuará en la
cuenta correspondiente a la empresa designada por los agentes para el abono de tales
pagos.
Los agentes pertenecientes a un grupo empresarial que suscriban el documento de
consolidación de cobros y pagos, así como aquellos agentes que consoliden la
facturación de varias actividades en una de ellas, deberán formalizar un depósito de
garantías en efectivo en la cuenta del Operador del Mercado de cara a cubrir posibles
incumplimientos en el pago derivados de la aparición o aumento de la posición neta
deudora como consecuencia de la aplicación de prorrateos por impago que se recogen
en la regla «Régimen de impagos e intereses de demora». El importe de este depósito
de garantías en efectivo será calculado por el Operador del Mercado teniendo en
consideración el volumen de cobros y pagos en el mercado, así como el promedio de los
cinco mayores incumplimientos de pago que se han producido en el mercado y que
requirieron de aplicar la minoración a prorrata de los cobros de los agentes acreedores
en dicho horizonte de liquidación.
Este requerimiento será actualizado periódicamente para reflejar los cambios en el
volumen de cobros y pagos y en la serie histórica de incumplimientos en el pago.
Si el importe del depósito en efectivo formalizado por el agente que consolida varias
actividades o por los agentes pertenecientes al grupo empresarial no resultara suficiente
para cubrir el importe de la cantidad impagada, el Operador del Mercado les requerirá
incrementar el importe de garantías en efectivo de manera inmediata y, en caso de no
formalizarse dicho incremento en el plazo máximo de una hora, procederá a actuar
según lo establecido en la regla «Régimen de impagos e intereses de demora»,
deshaciendo la consolidación de cobros y pagos de las empresas del grupo empresarial
a los efectos de la aplicación de dicha regla.
A los efectos de definir los agentes pertenecientes a un mismo grupo empresarial se
estará a lo dispuesto en el artículo 42 del Código de Comercio.
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56.5 Obligaciones para los agentes del mercado que resulten como deudores.
El agente del mercado deberá ingresar la cantidad que le corresponda abonar
incluyendo el Impuesto sobre el Valor Añadido que esté establecido en cada momento.
Asimismo, deberá abonar cualquier otro tipo de impuesto o recargo a que resulte
legalmente obligado y, en especial y en su caso, el Impuesto Especial sobre la
Electricidad mencionado en la Regla de «Cuotas e impuestos aplicables». Los gastos
derivados de los pagos serán por cuenta del agente.
El plazo máximo en que deberá realizarse el pago no podrá ser después de las diez
horas de la fecha de pagos P indicada en la Regla de «Cobros y pagos». El pago deberá
realizarse en la cuenta designada por el operador del mercado.
El operador del mercado podrá habilitar otros procesos de pago, tales como la
domiciliación o el pago contra tarjeta de débito, siempre que estas soluciones garanticen
la seguridad del pago. El detalle de estos procesos se desarrollará, en su caso, mediante
instrucción.
Los agentes aceptan que todo pago emitido para cubrir las obligaciones contraídas
en cada horizonte de liquidación tiene carácter irrevocable.
El deudor no se liberará de su obligación de pago sino cuando este sea ingresado en
la cuenta del operador del mercado. La cantidad adeudada, en su caso, minorará a
prorrata los derechos de cobro de los acreedores, procediendo el operador del mercado
a realizar la correspondiente regularización una vez saldada la deuda.
En caso de que no se haya producido un impago, la obligación de pago quedará
liberada no más tarde de la hora establecida en la Regla de «Horarios y plazos para las
solicitudes de los agentes».
Los agentes deudores podrán efectuar un único pago a cuenta, parcial o total, previo
a la emisión de la nota agregada de cargo y abono, si bien, para que este pago
anticipado sea tenido en consideración por el operador del mercado en la emisión de
dicha nota, el agente deberá notificar a través del Sistema de Información del Operador
del Mercado su realización. Una vez se compruebe que el ingreso figura en la cuenta del
operador del mercado, se aceptará la notificación del agente y, se incluirá en la nota
agregada de cargo y abono, liberando desde la aceptación las obligaciones de pago
correspondientes del agente.
La aceptación y tramitación por el operador del mercado de la notificación del agente
se regirá por los plazos que se establecen en la Regla de «Horarios y plazos para las
solicitudes de los agentes».
Para facilitar la rápida identificación, los agentes deudores ordenantes de las
transferencias bancarias deberán:
– Incluir en estas el código de empresa-actividad que consta en la base de datos del
operador del mercado.
– Realizar el pago semanal mediante una única transferencia con el fin de agilizar la
conciliación bancaria (o bien en dos transferencias si el agente ha optado por realizar un
pago anticipado previo a la emisión de la nota agregada de cargo y abono semanal). En
caso de no cumplir con dicho requerimiento el agente deberá abonar al operador del
mercado 25 euros por cada transferencia adicional realizada. Dicho cargo podrá incluirse
en la nota de abono o cargo.
El Operador del Mercado repercutirá a los agentes del mercado los intereses
negativos u otros cargos que le aplique la entidad bancaria por los saldos en la cuenta
resultantes de los ingresos de pagos anticipados desde la fecha del ingreso hasta el
siguiente día de pagos, en proporción a estos.
Los correspondientes cargos a los agentes podrán integrar, como máximo, los
intereses repercutidos en la cuenta durante un periodo de seis meses, procediéndose a
su cargo antes de sesenta días naturales desde la recepción por parte del Operador del
Mercado de la información bancaria correspondiente al periodo liquidado.
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Para acogerse a dicha opción de pagos anticipados el agente deberá disponer de un
depósito de garantías en efectivo en cantidad suficiente para hacer frente a dichos
cargos. Estos cargos se podrán deducir de las garantías en efectivo del agente y se
podrán integrar en la nota de abono o cargo semanal.
El operador del mercado publicará los tipos máximos aplicables a los ingresos de
efectivo, así como las condiciones de aplicación y cualquier cambio que pudiera
producirse en los mismos.
56.6 Derechos para los agentes del mercado que resulten como acreedores.
El operador del mercado cursará instrucciones al banco en el que se mantenga la
cuenta de tesorería sobre la realización de los pagos, en favor de los acreedores que
hubieren participado en el mercado durante el horizonte de liquidación de que se trate. El
operador del mercado emitirá los pagos a los agentes acreedores en la cuenta que éstos
comuniquen.
Los datos de la cuenta bancaria para cobros sólo podrán ser comunicados y
modificados mediante solicitud a través del Sistema de Información del Operador del
Mercado por persona con permisos suficientes, siendo aceptada por el operador del
mercado si los datos de la cuenta bancaria son completos y no contienen errores. Se
admitirá, si el agente lo desea, que el titular de la cuenta no sea el propio agente. La
aceptación y tramitación por el operador del mercado de la solicitud del agente se regirá
por los plazos que se establecen en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes
de los agentes».
El día en que deberá realizarse el abono será no más tarde del día de cobros C
definido en la Regla de «Cobros y pagos» para los agentes del mercado que resulten
acreedores. En el caso de que la cuenta bancaria del acreedor esté abierta en una
entidad que no opere en el ámbito de la Zona Única de Pagos en Euros (SEPA), no se
garantizará la recepción del cobro con fecha valor del día de cobros C.
El pago contra la citada cuenta de tesorería lo realizará la entidad bancaria dentro del
mismo día y misma fecha valor indicado en el párrafo anterior, salvo por causas
excepcionales derivadas de incidencias en los procesos propios de la entidad bancaria o
del operador del mercado, en cuyo caso el pago se realizará el siguiente día hábil, de
acuerdo con la relación de días inhábiles considerada para la determinación del día de
cobros.
Dicho pago incluirá el Impuesto sobre el Valor Añadido que el agente del mercado
debe repercutir, y cualquier otro impuesto de cualquier carácter que la legislación en
vigor le obligue a gestionar.
56.7 Cuenta designada por el operador del mercado para la realización de los
abonos y pagos.
El operador del mercado designará una cuenta de tesorería en una entidad financiera
de ámbito nacional a los efectos establecidos en las presentes reglas.
Esta cuenta será de titularidad del operador del mercado, que únicamente podrá
ordenar los cargos y abonos en dicha cuenta por las liquidaciones resultantes en el
mercado y la gestión del efectivo depositado en la misma, en los términos de los
apartados anteriores.
El operador del mercado podrá desarrollar, mediante instrucción, procedimientos de
pago adicionales a los establecidos en estas reglas a los efectos de facilitar el pago a los
agentes del mercado y la conciliación bancaria.
El Operador del Mercado podrá rentabilizar el efectivo existente en esta cuenta. Los
intereses devengados en esta cuenta, sean positivos o negativos, así como otros cargos
que aplique la entidad bancaria por los saldos en efectivo, menos los posibles costes de
esta y menos un máximo de 15 puntos básicos de tipo de interés, que podrá conservar el
Operador del Mercado en concepto de comisión de gestión, se trasladarán a los agentes
que hayan aportado los depósitos en efectivo en proporción a los mismos.
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Los correspondientes cargos o ingresos a los agentes podrán integrar, como
máximo, los intereses generados en la cuenta durante un periodo de seis meses,
procediéndose a su abono antes de sesenta días naturales desde la recepción por parte
del Operador del Mercado de la información bancaria correspondiente al periodo
liquidado.
Para minimizar los saldos de efectivo en la cuenta, el Operador del Mercado realizará
sus mayores esfuerzos para iniciar el pago a los agentes acreedores el mismo día en
que se reciban los pagos de los agentes deudores siempre que se disponga del importe
total de estos.
56.8 Régimen de impagos e intereses de demora.
En el supuesto de impago, el deudor incumplidor vendrá obligado al pago de una
penalización. Las cantidades adeudadas y no pagadas devengarán intereses de demora,
a contar desde la fecha en que el pago fuera exigible sin que se haya verificado, hasta la
fecha en que efectivamente se haya abonado la cantidad pendiente, tal y como se
determina a continuación.
Si a las 11 horas de la fecha de pago el banco del operador del mercado no ha
recibido notificación firme de la ejecución del pago emitirá un certificado, indicando el
agente y el importe incumplido. Tras recibir esta notificación el operador del mercado
aplicará una penalización fija a cada agente incumplidor de 300 euros y ejecutará, previa
notificación al interesado, la garantía constituida, conforme se establece en la Regla
«Criterios de actuación frente a incumplimientos»:
1. Si la ejecución de la garantía permite el cobro inmediato de la misma, el
operador del mercado efectuará el conjunto de los pagos previstos.
2. Si la ejecución de la garantía no permite el cobro por el operador del mercado de
la cantidad adeudada:
Se minorará a prorrata los derechos de cobro de los agentes del mercado que
resulten acreedores en el horizonte de liquidación, lo que origina un préstamo al agente
moroso de dichos agentes. Dicha minoración no afectará en ningún caso a la liquidación
correspondiente a los operadores del mercado designados en Francia o entidad
habilitada por estos.
La cantidad adeudada devengará intereses por los días de demora al tipo €STR
(Euro Short-term Rate) más trescientos puntos básicos, con un mínimo de 200 euros, a
cargo del agente moroso.
Las cantidades adeudadas se calcularán según la fórmula siguiente:
D = E + max[E*i*P/360;200] + 300
Siendo:
D: Cantidad adeudada incluidos intereses de demora y la correspondiente
penalización por incumplimiento.
E: Cantidad adeudada y no pagada, excluidos intereses de demora.
i: tipo de interés de demora.
P: Periodo de liquidación de intereses.
El tipo de interés de demora aplicable será el resultante de aplicar el tipo de interés
interbancario según el tipo medio que publique diariamente el Banco de España para
depósitos a un día (Euro Short-term Rate - €STR) más tres puntos porcentuales.
Si un titular de una unidad de adquisición nacional incumpliera el pago de la
liquidación del posible déficit económico del régimen económico de energías renovables,
el operador del mercado ejecutará sus garantías y en caso de que estas no fueran
suficientes, el operador del mercado prorrateará la cantidad adeudada entre los titulares
de instalaciones acogidas al régimen económico de energías renovables en proporción
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al saldo acreedor de las instalaciones acogidas al régimen económico de energías
renovables en el mismo horizonte de liquidación. El operador del mercado comunicará a
la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transición
Ecológica y el Reto Demográfico los incumplimientos de pago que se produzcan.
En el caso de un incumplimiento en el pago no cubierto por garantías suficientes, las
garantías disponibles del agente incumplidor se destinarán en primer lugar a cubrir las
obligaciones de pago correspondientes a los mercados diario e intradiarios. El resto de
garantías disponibles del agente incumplidor, en su caso, se destinarán en primer lugar a
la cobertura de las obligaciones de pago del Régimen Económico de Energías
Renovables y, con posterioridad, a aquellos otros requerimientos de garantías que
normativamente se contemplen.
Una vez saldada la deuda, el operador del mercado procederá a la regularización de
la misma, abonando la cantidad que resultó impagada más los correspondientes
intereses de demora a los acreedores según lo establecido en los apartados anteriores.
Los importes correspondientes a los intereses de demora serán de aplicación
siempre que el impago provoque la aplicación de prorrateos de la cantidad impagada
entre los agentes acreedores y esto suponga un retraso en el cobro de estos últimos.
Los prorrateos se realizarán el día de cobros.
Con independencia de lo anterior, el deudor incumplidor será responsable de todos
los daños y perjuicios causados por el retraso.
56.9 Depósito en efectivo para pagos.
El agente que lo desee, como forma alternativa al pago por transferencia bancaria,
puede realizar previamente un depósito en efectivo en la cuenta bancaria designada por
el operador del mercado para realizar los cobros y pagos, y solicitar que los pagos por
debajo de cierto umbral se efectúen con cargo a dicho depósito.
En caso de que el saldo de dicho depósito aportado exceda la suma del importe de
los pagos semanales del agente en los últimos seis horizontes de liquidación, el
operador del mercado podrá, previa notificación al agente, proceder a devolverle las
cantidades que superen dicho límite.
56.10 Calendario de cobros y pagos.
Cada año, y tras publicarse los días festivos nacionales y de la Comunidad
Autónoma de Madrid, así como los días no bancarios, el operador del mercado
presentará a los agentes del mercado un calendario de pagos para el siguiente ejercicio,
desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre del siguiente año. Este calendario deberá
detallar las fechas límite de comunicación de los cargos y abonos y las fechas límite de
pago correspondiente a cada horizonte de liquidación.
El operador del mercado se reserva el derecho de modificar estas fechas, siempre y
cuando exista un preaviso de al menos un mes, si mediante instrucción, se decidiera
modificar el plazo de cobros y pagos semanales, o bien si se produjera un cambio de las
reglas del mercado que afectara al calendario de liquidación previamente publicado.
56.11 Prenda sobre derechos de cobro.
Los agentes del mercado que otorguen en prenda los derechos de cobro por sus
ventas en los mercados diario e intradiarios a entidades acreedoras a través de la cuenta
del mercado, podrán notificarlo al operador del mercado, que lo tendrá en consideración
siempre que se cumplan las siguientes condiciones:
– La solicitud de cuenta en prenda se efectuará por persona autorizada del agente o
su representante a través del Sistema de Información del Operador del Mercado sobre la
cuenta que el agente tiene dada de alta en el mercado.
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– La solicitud deberá ir acompañada de envío de documento al efecto según el
modelo que publique el operador del mercado, y deberá ser firmado por apoderado del
agente y por apoderado del acreedor pignoraticio.
El establecimiento de prenda sobre la cuenta bancaria del agente tendrá para el
operador del mercado dos efectos:
1. La posterior modificación de los datos de la cuenta bancaria requerirá la solicitud
por persona autorizada del agente o su representante a través del Sistema de
Información del Operador del Mercado, siendo aceptada si se recibe en el operador del
mercado documento al efecto, según el modelo que publique este operador, firmado por
apoderado del agente y por apoderado del acreedor pignoraticio.
2. La retirada de prenda sobre la cuenta bancaria requerirá la solicitud por persona
autorizada del agente o su representante a través del Sistema de Información del
Operador del Mercado, siendo aceptada si se recibe en el operador del mercado
documento al efecto, según el modelo que publique este operador, firmado por
apoderado del agente y por apoderado del acreedor pignoraticio.
La aceptación de cuenta en prenda no supone para el operador del mercado
obligación de abono en dicha cuenta del saldo acreedor del agente, en su caso, por las
ventas en el mercado, sino que prevalecerán las reglas relativas a la representación, de
tal modo que los abonos por las ventas del agente en el mercado a través de un
representante que actúa en nombre propio y por cuenta del agente se efectuarán en la
cuenta del representante.
El operador del mercado queda eximido en el momento de su recepción y
posteriormente, de cualquier responsabilidad respecto de comunicaciones de prendas
que resulten improcedentes, entre otras consideraciones y a título enunciativo, debido a
que en dicho momento el deudor pignoraticio no sea agente del mercado o esté
representado por un agente del mercado en nombre propio.
Regla 57.ª Procedimiento relativo a la prestación de garantías a favor del operador del
mercado
57.1 Constitución de garantías.
Los agentes del mercado que puedan resultar deudores como resultado de sus
operaciones en el mercado o en las liquidaciones del régimen económico de energías
renovables, deberán prestar al operador del mercado garantía suficiente para dar
cobertura a las obligaciones económicas derivadas de sus transacciones, de tal modo
que se garantice a los acreedores el cobro íntegro de la energía eléctrica suministrada,
al precio de la misma así como los demás conceptos incluidos en la Regla de «Cuotas e
impuestos aplicables», y como máximo en el siguiente día que se produzca la liquidación
del periodo correspondiente.
La falta de prestación de esta garantía, su falta de aceptación por el operador del
mercado por considerarla insuficiente o inadecuada, o su falta de mantenimiento y
actualización, impedirán al agente del mercado intervenir en el mercado.
57.2 Sujetos que deben prestar garantías en el mercado.
El titular de las garantías deberá ser el propio agente, si acude al mercado en
nombre y por cuenta propia.
Si el agente está representado por un sujeto que actúa en nombre y por cuenta del
agente, el titular de las garantías habrá de ser el propio agente a todos los efectos.
Si el agente está representado por un sujeto que actúa en nombre propio y por
cuenta del agente, el titular de las garantías habrá de ser el representante a todos los
efectos.
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57.3 Mantenimiento de garantías.
El operador del mercado liberará la garantía que preste el agente en el mercado
siempre que haya cumplido todas las obligaciones derivadas de su participación en el
mismo.
57.4 Cobertura de las garantías.
La garantía que debe prestar cada agente responderá, sin limitación alguna,
conforme a lo establecido en las presentes reglas, de las obligaciones que asuma en
virtud de sus adquisiciones de energía eléctrica en el mercado, así como de cualquier
otra obligación ante el operador del mercado en relación con su actuación en el
mercado.
La garantía prestada deberá responder también de cuantos impuestos vigentes y
cuotas fueran exigibles a los agentes en el momento del pago por sus adquisiciones en
el mercado.
Esta garantía no responderá de obligaciones contraídas con clientes, personas o
entidades distintas de los agentes que actúen como vendedores en el mercado. En
particular, no responderá de los pagos que deban efectuarse por la liquidación de los
peajes y por los pagos correspondientes a los contratos bilaterales físicos que se
concluyan al margen del citado mercado.
57.5 Tipos de garantías.
Los agentes del mercado, si desean participar en los mercados, deberán presentar:
– Una garantía de operación para cubrir el valor de las ofertas deudoras de las
unidades de las que el agente es titular, siempre que la oferta la realice directamente el
titular o su representante en nombre y por cuenta ajena, y el valor de las ofertas
deudoras de las unidades a las que represente en nombre propio.
La insuficiencia de esta garantía impedirá al agente participar en el proceso de
casación correspondiente.
Asimismo, los agentes del mercado están obligados a prestar las siguientes
garantías:
– Una garantía de crédito que responderá de las obligaciones de pago devengadas y
no pagadas. Esta garantía de crédito no será fijada «a priori» por el operador del
mercado, sino que se calculará una vez se conozca el resultado de la liquidación. Los
agentes que hayan aportado una garantía de operación que haya permitido la casación
de su oferta, tendrán cubierta la garantía de crédito requerida como resultado de la
liquidación de dicha transacción mediante la conversión automática en garantía de
crédito de la parte de garantía de operación que resulte necesaria.
– Una garantía complementaria, exigible a los agentes en aquellos supuestos en que
el operador del mercado lo considere necesario, bien por existir un riesgo superior a la
cobertura de la garantía de operación, bien por otras circunstancias especiales que
justifiquen objetivamente la exigencia de garantías complementarias.
A este respecto, el operador del mercado podrá solicitar a una compañía de «rating»
la calificación del riesgo del agente que actúe como comprador a efectos de justificar
objetivamente la exigencia de una garantía complementaria con coste repercutible al
agente afectado.
– Una garantía requerida a agentes titulares de unidades de adquisición nacionales
para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del posible déficit
económico del régimen económico de energías renovables.
– Una garantía requerida a agentes titulares de unidades de producción nacionales
adscritas al régimen económico de energías renovables para responder de las
obligaciones de pago de la liquidación del mencionado régimen económico.
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57.6 Formalización de las garantías.
57.6.1 Instrumentos de formalización de garantías.
La formalización de las garantías deberá realizarse a favor del operador del mercado
mediante los siguientes instrumentos:
a) Depósitos en efectivo en la cuenta designada por el operador del mercado para
la gestión de las garantías en efectivo.
Esta cuenta residirá en una entidad financiera de ámbito nacional y será de
titularidad del operador del mercado, que únicamente podrá ordenar los cargos y abonos
en dicha cuenta por la gestión de garantías, en los términos establecidos en estas
reglas.
El depósito en efectivo se tramitará como una transferencia a la citada cuenta.
El Operador del Mercado podrá rentabilizar el efectivo existente en esta cuenta. Los
intereses devengados en esta cuenta, sean positivos o negativos, así como otros cargos
que aplique la entidad bancaria por los saldos en efectivo, menos los posibles costes de
esta y menos un máximo de 15 puntos básicos de tipo de interés, que podrá conservar el
Operador del Mercado en concepto de comisión de gestión, se trasladarán a los agentes
que hayan aportado los depósitos en efectivo en proporción a los mismos.
Los correspondientes cargos o ingresos a los agentes podrán integrar, como
máximo, los intereses repercutidos en la cuenta durante un periodo de seis meses,
procediéndose a su cargo antes de sesenta días naturales desde la recepción por parte
del Operador del Mercado de la información bancaria correspondiente al periodo
liquidado.
Los cargos se podrán integrar en la nota de abono o cargo y podrán ser deducidos
de las garantías en efectivo del agente.
El operador del mercado publicará los tipos máximos aplicables a los depósitos en
efectivo, así como las condiciones de aplicación y cualquier cambio que pudiera
producirse en los mismos.
b) Aval de carácter solidario prestado por banco o cooperativa de crédito residente
en España o sucursal en España de entidad no residente, que no pertenezca al grupo de
la avalada o afianzada, a favor del operador del mercado, y depositado en la entidad
bancaria, en que el avalista o fiador reconozca que su obligación de pago en virtud del
mismo es a primer requerimiento, totalmente abstracta, sin que el avalista o fiador
puedan oponer excepción alguna para evitar el pago al operador del mercado y, en
especial, ninguna dimanante de las relaciones subyacentes entre el avalista o fiador y el
avalado o afianzado.
c) Autorización irrevocable de utilización, hasta el importe máximo de obligaciones
de pago contraídas en el periodo a liquidar, de una o varias líneas de crédito suscritas
por el comprador de energía de una entidad residente en España o sucursal en España
de entidad no residente. Las líneas de crédito contempladas en el presente apartado,
tendrán carácter finalista debiendo ser utilizadas exclusivamente como líneas de pago o
de cobertura en garantía de obligaciones contraídas en virtud de sus obligaciones de
pago en el mercado, debiendo tener un importe mínimo disponible en cada momento
equivalente a la garantía de crédito y, en su caso, al importe adicional correspondiente a
la garantía complementaria.
d) Cesión de los futuros derechos de cobro pendientes de pago del mercado, que el
agente que resulte acreedor haga en favor de los agentes deudores. La cantidad
reconocida y, por tanto, válida para formalizar las garantías exigidas, será el valor que se
establece en la Regla de «Cálculo de los derechos de cobro reconocidos que se pueden
ceder a terceros».
Todo agente, por defecto, se cederá a sí mismo sus derechos de cobro. En el caso
de que desee cederlos a terceros, deberá presentar ante el operador del mercado
documento al efecto cuyo modelo se encontrará disponible en la «Guía de Acceso al
Mercado».
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Toda cesión de derechos de cobro llevará implícita la autorización del agente cedente
de la retención de derechos de cobro acreditados en un horizonte de liquidación, si fuera
necesario, como garantía de las obligaciones de pago del horizonte siguiente hasta la
hora establecida en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes»
para la consideración del saldo neto acreedor en el balance de garantías a los efectos de
la Regla de «Balance de garantías». Dichas cantidades retenidas se convertirán en una
garantía en efectivo del agente receptor el día de cobros. Asimismo, los derechos de
cobro de un agente en el mercado diario del primer día del horizonte se consideran
válidos como garantía de las compras de todos los mercados intradiarios que afecten a
días del horizonte anterior cuyas sesiones tengan lugar con posterioridad.
En caso de que un agente ceda derechos de cobro a terceros, deberá indicar el
porcentaje de los mismos que asigna a cada receptor a través del Sistema de
Información del Operador del Mercado. En tal caso el propio agente deberá indicar qué
porcentaje de sus derechos de cobro destina para sí mismo. Los cambios que se
produzcan en dichos porcentajes no tendrán efecto sobre fechas cuya casación del
mercado diario ya se hubiera producido.
e) Certificado de Seguro de Caución solidario prestado por entidad aseguradora
residente en España o sucursal en España de entidad no residente, autorizada por la
Dirección General de Seguros y que no pertenezca al grupo del tomador del seguro, a
favor del operador del mercado, como asegurado, en que el asegurador reconozca que
su obligación de pago en virtud del mismo es a primer requerimiento, totalmente
abstracta, sin que el asegurador pueda oponer excepción alguna para evitar el pago al
operador del mercado y, en especial, ninguna dimanante de las relaciones subyacentes
entre el asegurador y el tomador del seguro. En particular, la falta de pago de la prima no
dará derecho a la aseguradora a resolver el contrato ni este quedará extinguido, ni la
cobertura de la aseguradora suspendida, ni esta liberada de su obligación caso de que
se produzca le incumplimiento en el pago por parte del tomador del seguro.
Los modelos válidos de aval, certificado de seguro de caución, línea de crédito y
cesión de derechos de cobro se encontrarán disponibles en los términos previstos en la
«Guía de Acceso al Mercado». El operador del mercado no admitirá ninguna
modificación al texto de los mismos.
El operador del mercado rechazará garantías o incrementos de las mismas cuyo
importe sea inferior a 1.000 euros.
El pago con cargo a la garantía ejecutada deberá efectuarse de tal forma que el
operador del mercado pueda hacerla efectiva a primer requerimiento y en el plazo
máximo de un día hábil, en la plaza de Madrid, siguiente al momento en que requiera el
pago de la entidad garante.
El operador del mercado establecerá un método de formalización y comunicación de
las garantías por medios electrónicos. El operador del mercado publicará la instrucción
con el detalle del método de formalización admitido y el plazo para su implantación. En
caso de que se estableciera dicho método de formalización como el único posible, el
operador del mercado publicará instrucción con la fecha de entrada en vigor, que no
podrá ser inferior a seis meses desde la fecha de publicación de dicha instrucción.
Aun en el caso de ejecutar garantías, el operador del mercado dispondrá siempre del
resto de la garantía debidamente formalizada para cubrir las obligaciones de pago
devengadas y cuya liquidación aún no se haya efectuado.
A estos efectos, en la ejecución de garantías, el operador del mercado conservará
siempre la garantía inicial presentada, que podrá ser reducida en su importe por el
garante en la parte de la garantía que haya sido ejecutada.
El operador del mercado podrá imponer condiciones adicionales en la formalización
de avales, líneas de crédito o seguros de caución si la entidad bancaria avalista o, en su
caso, la entidad aseguradora no alcanza una calificación crediticia (rating) mínima -
otorgada por al menos una de las siguientes agencias de calificación, Standard&Poors,
Moody’s, Fitch o DBRS - equivalente a la correspondiente otorgada por la misma agencia
de calificación a la deuda del Reino de España, vigente en cada momento, menos un
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nivel. En el caso de entidades aseguradoras se considerará también la agencia de
calificación A.M. Best.
La calificación crediticia podrá estar por debajo de la de la deuda del Reino de
España menos un nivel siempre que como mínimo tenga una calificación «investment
grade» otorgada por la misma agencia de calificación.
Las condiciones adicionales se desarrollarán mediante instrucción del operador del
mercado.
En relación con los avales, líneas de crédito o seguros de caución prestados ante el
operador del mercado que no cumplan con la condición anterior, o bien aquellos que
dejen de cumplirla por una rebaja sobrevenida de su calificación, el operador del
mercado podrá requerir, en su caso, a cada uno de los agentes que hayan formalizado
dicha garantía, por medio que deje constancia fehaciente, su sustitución por otra
garantía válida o el cumplimento de las condiciones adicionales sobre la base del
siguiente criterio:
– Garantías por debajo de la calificación crediticia de la deuda del Reino de España
menos dos niveles o sin calificación crediticia: deberá ser sustituido en diez días hábiles.
– Garantías con la calificación crediticia de la deuda del Reino de España menos
dos niveles: deberá ser sustituido en el plazo de dos meses.
Cualquier modificación de una garantía ya prestada ante el operador del mercado se
considerará como nueva a efectos de aplicación de esta regla.
El Operador del Mercado se reserva el derecho a rechazar nuevas garantías de
entidades que, en caso de haber sido requeridas por el operador del mercado, no
hubieran cumplido con los términos y condiciones establecidos en estas reglas.
El operador del mercado podrá establecer un cargo a los agentes que superen un
número de movimientos de garantías en efectivo por periodo de tiempo. Dicho cargo
podrá incluirse en la nota de abono o cargo. Se aplicará una tarifa del 0,1 %, con un
mínimo de 25 euros, a cada movimiento de garantía (ingreso o devolución) que supere, o
bien el sexto movimiento en cada mes natural, o bien el décimo en los últimos dos
meses.
57.6.2 Periodo de vigencia de las garantías.
El operador del mercado rechazará garantías físicas cuya vigencia sea inferior a diez
meses desde el momento en que proceda su aceptación. Asimismo, el operador del
mercado rechazará garantías electrónicas cuya vigencia sea inferior a cinco meses
desde el momento en que proceda su aceptación. El operador del mercado podrá
establecer vigencias inferiores para garantías cuyo tratamiento sea automático.
El operador del mercado liberará la garantía que preste el agente en el mercado en
el momento en que este lo solicite, siempre que haya cumplido todas las obligaciones
derivadas de su participación en el mercado.
Los agentes deberán sustituir sus garantías formalizadas cuando estén próximas a
su expiración siempre que dichas garantías estén siendo utilizadas como garantía de
crédito. En caso contrario se actuará según se establece en la Regla de «Criterios de
actuación frente a los incumplimientos».
A efectos del cumplimiento de las obligaciones de constitución de garantías ante el
operador del mercado mencionada en el párrafo anterior, la garantía constituida produce
efectos desde su aceptación por el operador del mercado hasta el quinto día hábil
anterior a la fecha de expiración de la garantía, sin perjuicio de que se mantengan todos
los derechos y facultades del operador del mercado hasta la mencionada fecha de
expiración.
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57.6.3 Comunicación de alta, baja o modificación de garantías.
Los agentes solicitarán al operador del mercado, a través del Sistema de Información
del Operador del Mercado, cualquier alteración de sus garantías, tanto si son en efectivo,
como si lo son a través de garantía bancaria o de entidad aseguradora.
En caso de alta o modificación al alza, el operador del mercado procederá a su
aceptación una vez verificado que los datos de la solicitud coinciden con las garantías
efectivamente aportadas por el agente.
En caso de solicitud de devolución o modificación a la baja, sólo se aceptará si dicha
garantía es excedentaria. El operador del mercado procederá a tramitar la misma una
vez se haya aceptado la solicitud.
Es condición imprescindible para la aceptación de cualquier ingreso, modificación o
devolución de las garantías prestadas ante el operador del mercado que la
correspondiente solicitud sea formulada a través del Sistema de Información del
Operador del Mercado.
La aceptación y tramitación por el operador del mercado de la solicitud del agente se
regirá por los plazos que se establecen en la Regla de «Horarios y plazos para las
solicitudes de los agentes».
Las garantías electrónicas se cargarán por el agente en el Sistema de Información
del Operador del Mercado. En el caso de que permitan un tratamiento automático, no
será necesario que el agente cumplimente los datos de la garantía en la solicitud.
57.7 Régimen de determinación del importe de las garantías y método de su
constitución.
57.7.1 Información de garantías puesta a disposición de los agentes.
Para que los agentes conozcan en todo momento el importe de las garantías de
crédito que en cada momento correspondan, y puedan estimar si disponen de suficientes
garantías de operación para sus operaciones en el mercado, así como la vigencia de sus
garantías, el operador del mercado, pondrá a disposición de los agentes a través del
Sistema de Información del Operador del Mercado, la siguiente información
permanentemente actualizada:
a) Balance de garantías, o garantía de operación, para las siguientes sesiones de
mercado con la mejor información disponible hasta el momento.
b) Parámetros para estimación de la cobertura de sus ofertas. Este valor es
orientativo y no supone responsabilidad alguna del operador del mercado respecto de la
suficiencia o no de garantías de operación del agente.
c) Fecha de caducidad de las garantías formalizadas.
d) Los requerimientos de garantías solicitados a las unidades de adquisición
nacionales para cubrir las obligaciones derivadas del régimen económico de energías
renovables y su estado de cumplimiento.
57.7.2 Balance de garantías.
El operador del mercado dispondrá del balance de garantías de cada agente
actualizado en todo momento, como garantía de operación para ser considerado en las
siguientes sesiones de casación de cada mercado, tanto en el momento de la inserción
de ofertas como en las verificaciones previas a la casación.
El balance de garantías de un agente en un momento determinado se formará como
suma de los siguientes asientos:
a) Garantías presentadas y aceptadas por el operador del mercado.
b) Facturas diarias de adquisición o, en su defecto, borradores (con valor negativo),
acumuladas del agente en el horizonte actual o en el siguiente
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c) Derechos de cobro del propio agente no cedidos a terceros o bien recibidos de
un tercero cedente, como resultado de las facturas de venta o, en su defecto,
borradores, acumulados en el horizonte actual o en el siguiente.
d) Saldo neto deudor (con valor negativo) de los derechos de cobro propios no
cedidos o recibidos de terceros y de las obligaciones de pago acumulados, como
resultado de las facturas en el horizonte anterior hasta que el pago se considere
efectuado.
e) Saldo neto acreedor (con valor positivo) de los derechos de cobro propios no
cedidos o recibidos de terceros y de las obligaciones de pago, como resultado de las
facturas en el horizonte anterior hasta la hora máxima para su consideración, que será la
hora del día de emisión de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de
«Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».
f) Cobros (con valor positivo) retenidos al agente del horizonte previo para cubrir
obligaciones de pago del horizonte actual del agente al que se los cede hasta que dichos
cobros se conviertan en una garantía en efectivo del agente beneficiario de los mismos
el día de cobros.
g) Anotaciones, con signo negativo, por el valor de las ofertas deudoras
incorporadas al proceso de casación del mercado diario o de alguna sesión de subasta
del mercado intradiario en tanto dicho mercado no se liquide, según se establece en las
Reglas de «Elementos básicos del procedimiento de casación del mercado diario» y de
«Verificación del cumplimiento de garantías».
h) Importe de garantías reservado a la negociación en el mercado intradiario
continuo, con signo negativo, incluyendo la reducción practicada en caso de que no
existiese excedente suficiente.
i) Importe de las garantías requeridas, con signo negativo, a las unidades de
adquisición nacionales para cubrir las obligaciones derivadas del régimen económico de
energías renovables.
j) Importe de transacciones de adquisición y venta en el mercado intradiario
continuo tras cada sincronización y en tanto no se incluyan en las facturas o borradores.
k) Importes derivados de cualquier otra obligación ante el operador del mercado en
relación con su actuación en el mismo
Los asientos que tengan origen en solicitudes de los agentes a través del Sistema de
Información del Operador del Mercado, se aceptarán y tramitarán según los plazos
establecidos en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».
Los asientos de los puntos b) y c) se anotarán tan pronto como se realice la
facturación tras cada casación de una sesión de mercado y tras cada sincronización con
la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado.
A efecto de balance de garantías, la liberación de la garantía por el pago efectuado
se realizará de acuerdo con lo establecido en la Regla de «Obligaciones para los
agentes del mercado que resulten como compradores».
Los asientos de retención del cobro, en su caso, se anotarán en la hora del día de
emisión de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de «Horarios y
plazos para las solicitudes de los agentes» para la consideración del saldo acreedor del
punto e).
57.7.3 Determinación de las garantías.
57.7.3.1 Garantías de operación y de crédito.
El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes en su sistema
informático un simulador de las garantías de operación y de crédito que el sujeto podría
necesitar en función de su actividad prevista en el mercado y de los precios recientes.
Dicho valor será considerado una estimación siendo responsabilidad del agente el
disponer de las garantías apropiadas.
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Dicha simulación permitirá, a los sujetos que lo deseen, formalizar dicho importe
como garantía con antelación a su participación en el mercado, y sólo si dicho importe se
tornase insuficiente para cubrir las garantías de operación necesarias para sus ofertas,
deberían aportar garantías adicionales.
El criterio para realizar dicha estimación será el siguiente:
Sea:
EOP = Previsión de compras en el mercado diario en N días con unidades de
adquisición, excepto las de consumidor directo a mercado.
EDC = Previsión de ventas en el mercado diario en N días con unidades de venta.
EOPcd = Previsión de compras en el mercado diario en N días con unidades de
adquisición de consumidor directo a mercado.
RIE = Porcentaje con derecho a beneficiarse de reducción en el Impuesto de
Electricidad en caso de que el agente ostente o represente la actividad de consumidor
directo en mercado en España y disponga de CIE.
EOFC = Energía máxima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de
las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con el conjunto de sus
unidades, excepto con las de consumidor directo a mercado
EOFcd = Energía máxima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de
las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con las unidades de
consumidor directo a mercado
N = n.º de días comprendidos en el horizonte de liquidación más los días adicionales
hasta el pago. Tendrá como mínimo el valor de 10 y podrá valer hasta 15 en caso de
festivos y días inhábiles en el Banco de España.
PEST = Precio medio ponderado por la energía en zona española y portuguesa del
precio español y portugués en cada hora de los últimos treinta días. El precio español o
portugués en cada hora será la media ponderada por la energía casada en la hora en la
zona correspondiente en cada mercado, del precio del mercado diario en la zona, de
cada uno de los intradiarios de subastas en la zona y del precio de referencia del
mercado continuo en la zona.
PC = Precio máximo positivo al que el agente espera ofertar sus compras
IE = Cuota del Impuesto Especial sobre la Electricidad. Se aplicará a la empresa
facturada según las normas establecidas, que se detallan en la Regla de «Impuesto
Especial sobre la Electricidad».
IVA = Cuota del Impuesto del Valor Añadido en España, en valor unitario. Se aplicará
a la empresa facturada según las normas establecidas, que se detallan en la Regla de
«Impuesto del Valor Añadido».
GC = Garantía de crédito.
GMIC = Volumen de garantía destinado a la negociación en el mercado intradiario
continuo en cada ciclo de sincronización.
La garantía de crédito será:
a) Si el agente está establecido en España:
GC = (EOP*PEST + EOPcd*PEST*(1+ IE*(1-RIE*0,85/100)))*(1+IVA) + GMIC
b) Si el agente no está establecido en España:
GC = EOP*PEST + EOPcd*PEST*(1+ IE*(1-RIE*0,85/100)) + GMIC
Los derechos de cobro que el agente podrá cederse a sí mismo o a terceros serán:
a) Si el agente está establecido en España:
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DC = EDC*PEST*(1+IVA)
b) Si el agente no está establecido en España:
DC = EDC*PEST
La garantía de operación será:
a) Si el agente está establecido en España:
GO = (EOFC*PC + EOFcd*PC*(1+IE))*(1+IVA)
b) Si el agente no está establecido en España:
GO = EOFC*PC + EOFcd*PC*(1+IE)
El total de las garantías necesarias para el agente, en el supuesto de que se ceda los
derechos de cobro a sí mismo será:
G = Max (GC-DC, 0) + GO
En el caso de titulares de unidades de adquisición nacionales deberán aportar
adicionalmente el valor correspondiente al requerimiento de garantías para cubrir las
obligaciones generadas por el régimen económico de energías renovables recogido en la
Regla «Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los
titulares de unidades de adquisición nacionales».
57.7.4 Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los
titulares de unidades de adquisición nacionales.
Para cubrir el posible déficit generado por las liquidaciones de las instalaciones
adscritas al régimen económico de energías renovables, el operador del mercado
requerirá unas garantías especificas a los titulares de unidades de adquisición
nacionales. Estas garantías se cuantificarán valorando la energía máxima diaria de
compra de las unidades de oferta de adquisición de dichos titulares al Precio de Riesgo
del Déficit (PRD), tal y como se define a continuación:
Siendo:
GREER: Garantías requeridas a los titulares de unidades de adquisición para cubrir
el posible déficit generado en las liquidaciones del régimen económico de energías
renovables.
Pmax(ua): Potencia máxima de la unidad de adquisición declarada ante el operador
del mercado. El valor declarado vigente para un día de entrega para cada unidad de
adquisición deberá ser superior a la posición horaria máxima en el PHF de dicho día de
entrega. En caso de que no se cumpla lo anterior, el operador del mercado podrá utilizar
la posición horaria máxima en el PHF del agente, multiplicada por 1,5 como término
Pmax(ua) para la determinación de las garantías requeridas.
p: Número de periodos de programación del día. Siendo p igual a 24 en
programación horario y 96 en programación cuarto horaria.
r: Resolución del periodo, tomando el valor 1 en resolución horaria o 0,25 en
resolución cuarto horaria.
n: Número de días a cubrir por dichos requerimientos. Siendo n igual a 1,5.
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El precio de riesgo de déficit (PRD) se calculará como:
Siendo:
Dmax: Máximo déficit que se puede producir en un periodo de programación.
α: Coeficiente de minoración del máximo déficit.
EC: Energía mínima de compra del conjunto de unidades de adquisición nacionales
que se puede dar en un periodo de programación.
El periodo de cálculo comprenderá un intervalo de treinta días ya completamente
cerrados.
El valor obtenido para el precio PRD se redondeará al alza, a dos decimales.
El coeficiente de minoración del máximo déficit, α, tomará uno de los siguientes
valores dependiendo del porcentaje, Prcj, de periodos de programación en los que el
precio horario del mercado diario se haya situado, en el periodo de cálculo, por debajo
del precio medio ponderado de adjudicación de las instalaciones adscritas al régimen
económico de energías renovables que estén en disposición de entregar energía en el
siguiente periodo de cálculo:
Prcj (%) Coef. Minoración (α)
[0,25] 0,25
[25,50] 0,50
[50,75] 0,75
[75,100] 1,00
El déficit máximo en un periodo de programación se producirá al concurrir al mercado
toda la energía susceptible de ser retribuida a través del régimen económico de energías
renovables en el momento del cálculo y siendo el precio del mercado diario el
inmediatamente superior al precio de exención de cobro. Este déficit máximo se
calculará como:
Siendo:
Pav(s,up): Potencia adjudicada para cada instalación up en cada subasta del
régimen económico de energías renovables s.
ẟ(up): Coeficiente de minoración dependiente de la disponibilidad de la tecnología de
la instalación i, según se establece en la Disposición transitoria tercera de la Orden
TED/1271/2020, de 22 de diciembre.
r: Resolución del periodo, tomando 1 en resolución horaria o 0,25 en resolución
cuarto horaria.
Padj(s,up): Precio de adjudicación para cada instalación up en cada subasta del
régimen económico de energías renovables s.
Pexc(s): Precio de exención de cobro estipulado para la subasta del régimen
económico de energías renovables s en la que resultó adjudicataria la instalación.
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El término Ec se calculará como:
Siendo:
Eadq(h,ua): La energía en el programa horario final de las unidades de adquisición
nacionales ua en cada periodo de programación h, del periodo de cálculo, excluyendo
sábados, domingos y festivos, y los periodos de entrega anteriores a la hora 8 para el
resto de días.
El operador del mercado actualizará el precio de riesgo de déficit semanalmente, sin
perjuicio de que pueda actualizar dicho valor ante previsiones de variaciones de precio,
demanda o total de energía retribuida mediante el régimen económico de energías
renovables. Dicho parámetro se comunicará a los agentes a través del sistema de
información del operador del mercado.
Los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición nacionales
y su estado de cumplimiento podrán consultarse a través sistema de información del
operador del mercado. En caso de insuficiencia de garantías para cubrir el requerimiento
calculado, los agentes dispondrán de tres días hábiles para aportar las garantías
necesarias y dar cumplimiento al requerimiento.
Con el fin de minimizar la aportación de garantías, el operador del mercado podrá
prorrogar el precio de riesgo y los requerimientos de garantías calculados en semanas
anteriores si el cálculo de la semana en curso se encuentra en un ±10% del valor
actualmente vigente.
En caso de que normativamente se contemplen otros requerimientos de garantías
que le operador del mercado deba solicitar a los agentes, el requerimiento de garantías
para cobertura del Régimen Económico de Energías Renovables se computará con
antelación a éstos en el excedente del agente.
Todos los parámetros podrán ser modificados mediante Instrucción del operador del
mercado.
57.7.5 Cesión de derechos de cobro.
Los agentes del mercado podrán efectuar la cesión de sus derechos de cobro del
mercado como garantía de las obligaciones de pago de cualquier agente del mercado tal
y como se establece en la Regla de «Formalización de garantías».
El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes en su sistema
informático un simulador de derechos de cobro cedibles del sujeto en función de su
actividad prevista en el mercado y de los precios recientes. Dicho valor será considerado
una estimación que no compromete al operador del mercado respecto de su veracidad.
Dicha simulación permitirá, a los propios agentes, y a aquellos a favor de los cuales
se haya formalizado documento de cesión de derechos de cobro, estimar las garantías a
aportar descontando dicho importe.
El derecho de cobro estimado para el agente será el valor «DC» calculado en la
Regla de «Garantías de operación y de crédito».
57.7.5.1 Cálculo de los derechos de cobro reconocidos que se pueden ceder a
terceros.
Los derechos de cobro que un agente del mercado puede ceder a otro agente y que
se considerarán válidos para la constitución de garantías serán los que consten en las
facturas de venta o borradores de las mismas que aún no hayan sido incluidos en la nota
de abono o cargo del correspondiente horizonte de liquidación.
En el caso particular de los derechos de cobro generados por las unidades adscritas
al régimen económico de energías renovables, éstos no se tendrán en consideración
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hasta la liquidación completa del día de entrega que se realizará por el operador del
mercado con posterioridad a la recepción de la información comunicada por el operador
del sistema con la energía neta negociada en los servicios de ajuste y balance por las
instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables. Hasta dicha
liquidación completa se considerarán como derechos de cobro provisionales el mínimo
entre los derechos de cobro que resulten de valorar la energía al precio del mercado en
el que la instalación haya negociado y los derechos de cobro que resulten de valorar
dicha energía al precio a percibir por la instalación.
En el balance de las garantías se tendrán en cuenta los derechos de cobro
resultantes de las liquidaciones del mercado de un agente como instrumento válido y
eficaz de garantía de un tercero.
57.8 Gestión de las garantías.
El operador del mercado será el responsable de la gestión de las garantías
prestadas, en interés de los agentes del mercado tanto a efectos de supervisar las
obligaciones de constitución y mantenimiento de las garantías actualizadas, como de la
gestión patrimonial ordinaria a que diera lugar o, en su caso, de la disposición de los
importes necesarios para hacer frente a las obligaciones garantizadas. El operador del
mercado deberá llevar un registro en el que se incluirán, en epígrafes separados, los
derechos y obligaciones relacionados con las citadas garantías.
57.9 Criterios de actuación frente a los incumplimientos.
Se consideran los siguientes tipos de incumplimiento:
1. Incumplimiento por demora en el pago.
En caso de que algún agente del mercado incumpliera, en todo o en parte,
cualquiera de sus obligaciones de pago derivadas de las transacciones llevadas a cabo
en el mercado, el operador del mercado ejecutará con la máxima diligencia y con la
mayor brevedad las garantías constituidas, a fin de asegurar el cumplimiento de las
obligaciones del agente del mercado incumplidor.
Asimismo, a los efectos de lo dispuesto en el artículo 86 del Real Decreto 1955/2000,
de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución,
comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de
energía eléctrica, si el agente incumplidor es un consumidor directo en mercado, el
operador del mercado comunicará inmediatamente dicho incumplimiento, al Ministerio
para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia.
2. Incumplimiento en el mantenimiento de los instrumentos de garantías.
En el caso de que transcurrido el quinto día hábil anterior a la fecha de expiración de
la garantía esta no hubiese sido sustituida por una garantía con vigencia superior a los
cinco días hábiles siguientes, se ejecutará el importe necesario para cubrir los
requerimientos pendientes.
En relación con los avales, líneas de crédito o seguros de caución prestados ante el
operador del mercado que no cumplan con los requisitos establecidos, o bien aquellos
que dejen de cumplirlos por una rebaja sobrevenida de su calificación, el operador del
mercado requerirá su sustitución por otra garantía válida en el plazo de diez días hábiles.
Si la entidad avalista o aseguradora fuese declarada en suspensión de pagos o
quiebra, o hubiera quedado sin efecto la autorización administrativa para el ejercicio de
su actividad, el obligado a prestar garantía deberá sustituir dicha garantía por otra, de la
misma modalidad o de otra de las recogidas en este punto, dentro de los siete días
hábiles siguientes a la fecha en que se produzca el cambio en la situación de la entidad
avalista o aseguradora.
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Si transcurrido el plazo establecido en los dos párrafos anteriores, las garantías no
se hubieran sustituido, se ejecutarán en la cantidad necesaria para cubrir los
requerimientos de garantías del incumplidor.
3. Incumplimiento de los requerimientos de garantías para cubrir las obligaciones
relativas al régimen económico de energías renovables.
En caso de que algún agente del mercado no atendiera total o parcialmente al
requerimiento realizado por el operador del mercado, de acuerdo a lo establecido en la
Regla «Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los
titulares de unidades de adquisición nacionales», el operador del mercado suspenderá a
las unidades de oferta del agente incumplidor del requerimiento. Dicha suspensión será
comunicada al operador del sistema, que procederá de manera inmediata, a la
suspensión de las unidades de programación de dicho agente.
Asimismo, a los efectos de lo dispuesto en la Disposición adicional primera de la
Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de
subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se
establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025, el operador del mercado
comunicará dicho incumplimiento a la Dirección General de Política Energética y Minas y
a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
La ejecución de la garantía por cualquiera de los motivos recogidos en este punto
conllevará el pago de una penalización del 0,01 % de la cantidad ejecutada, con un
mínimo de 300 euros, que se abonará al operador del mercado. Dichos valores podrán
modificarse mediante instrucción del operador del mercado.
57.10 Impago no cubierto por garantías.
En el supuesto de que se produzca el incumplimiento de las obligaciones de pago
por parte de un agente de conformidad con lo dispuesto en la Regla de «Régimen de
impagos e intereses de demora», cuarto párrafo, y no resulte cubierto por las garantías
prestadas por el mismo, el operador del mercado informará a los agentes afectados del
agente incumplidor y de la cantidad repercutida a cada uno de ellos, que se calculará
repartiendo a prorrata la cantidad adeudada entre los derechos de cobro de los agentes
que han resultado acreedores en el horizonte de liquidación y se dirigirá contra él
judicialmente o por cualquier otro medio admitido por el ordenamiento jurídico, en
nombre y representación de los agentes afectados. El incumplidor quedará obligado a
pagar los descubiertos, con sus intereses, y todos los daños y perjuicios causados a los
agentes afectados por tal incumplimiento.
57.11 Falta de constitución o falta de actualización de las garantías.
La falta de constitución, de reposición o de actualización por parte de cualquier
agente en el mercado de cualquiera de las garantías previstas en estas reglas, se
entenderá como una orden de liquidación de todas las transacciones en que haya
intervenido el mismo, a todos los efectos, por lo que el operador del mercado procederá
a cerrar en el mercado las transacciones efectuadas en que haya intervenido el
incumplidor.
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CAPÍTULO DUODÉCIMO
Reglas finales
Regla 58.ª Descripción de la secuencia, horarios e intercambios de información de las
sesiones de contratación
58.1 Secuencia de operaciones del mercado diario.
A continuación, se establece la secuencia de las operaciones del mercado diario,
donde las horas indicadas corresponden a la Hora Central Europea (CET).
a) Antes de las 10:30 horas, el operador del sistema español habrá puesto a
disposición del operador de mercado las nominaciones notificadas de uso de derechos
de capacidad en la frontera con el sistema eléctrico francés previas a la subasta diaria de
los derechos físicos de capacidad, a tener en cuenta por el operador del mercado en el
proceso de validación de ofertas.
b) Antes de las 10:30 horas, los operadores del sistema habrán puesto a
disposición del operador del mercado la información sobre:
– La mejor previsión de la demanda, referida a meses completos y publicada en los
primeros quince días del mes anterior a aquél al que se refiere la previsión.
– La situación de la red de transporte y las indisponibilidades parciales o totales de
las unidades de producción o adquisición de energía eléctrica.
– La capacidad máxima de importación y exportación en cada una de las
interconexiones internacionales, con un horizonte semanal, con valores horarios.
– La capacidad disponible de importación y exportación en cada una de las
interconexiones internacionales, para el día siguiente, para su consideración en el
proceso de casación del mercado diario.
– Las ejecuciones de contratos bilaterales nacionales con entrega física o con
unidades de programación genérica, de que dispongan, para poder validar
correctamente los máximos disponibles de unidades de oferta.
– Las ejecuciones de contratos bilaterales a través de las fronteras internacionales
del sistema ibérico con sistemas externos de que disponga, previo acuerdo entre los
operadores del sistema implicados.
Esta información se pondrá a disposición de los agentes del mercado en lo que
afecte a sus unidades de venta y adquisición.
La información sobre indisponibilidades podrá ser actualizada posteriormente, en
cualquier momento, hasta el instante de cierre de aceptación de ofertas del mercado
diario, en caso de existir modificaciones en los datos.
La información sobre capacidad en las interconexiones internacionales podrá ser
actualizada posteriormente, en cualquier momento hasta las 11:25 horas para su
consideración en el mercado diario, en caso de existir modificaciones en los datos.
c) Los agentes podrán reclamar el resultado de la validación de las ofertas de
compra y de venta hasta cinco (5) minutos después del cierre de la aceptación de ofertas
para la sesión correspondiente.
d) El operador del mercado realizará el análisis de las reclamaciones presentadas
al proceso de validación a la recepción de las ofertas y solución de las mismas, en caso
de que la reclamación sea atendible, y pueda subsanarse en tiempo útil.
e) A las 12:00 horas, el operador del mercado cerrará el periodo de recepción y
validación de las ofertas de compra y de venta realizadas por los agentes del mercado
para el mercado diario.
f) A partir de las 12:00 horas, y una vez realizado el análisis de las reclamaciones
presentadas al proceso de validación de ofertas, se procederá a iniciar el proceso de la
casación, salvo que se determine en el mencionado proceso de análisis que es preciso
prolongar el periodo de aceptación de ofertas por alguna causa justificada.
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g) Durante el proceso de preparación de ofertas para la casación, se realizarán las
validaciones definidas en las presentes reglas, incluyendo la comprobación de la
existencia de garantías que respalden económicamente cada oferta presentada. En caso
de no ser superadas las mencionadas validaciones, se procederá a la anulación de la
oferta correspondiente, que no será a partir de entonces considerada en el proceso de
casación.
h) Una vez efectuadas las validaciones anteriores, se ejecutará la casación de las
ofertas presentadas con el algoritmo Euphemia.
i) Antes de las 13:00 horas, el operador del mercado pondrá a disposición de los
operadores del sistema y de los agentes el resultado provisional del proceso de casación
con la confidencialidad correspondiente. Simultáneamente se pondrá a disposición de los
agentes la información correspondiente a sus unidades de venta y adquisición.
j) Los agentes del mercado dispondrán de diez (10) minutos a partir de la puesta a
disposición del resultado provisional del proceso de casación por el operador del
mercado para formular reclamaciones a este, que se tramitarán según el procedimiento
establecido. El operador del mercado, durante este periodo de tiempo podrá plantear las
incidencias que, a su juicio, hayan ocurrido en el proceso. Igualmente, los operadores del
sistema podrán plantear, antes de transcurridos 10 minutos desde la puesta a
disposición de los operadores del sistema del resultado provisional del proceso de
casación, la existencia de una de las incidencias establecidas por los operadores del
mercado al resultado de la casación.
k) Antes de las 13:00 horas, en caso de haber sido confirmados los resultados de la
casación del mercado diario por todos los operadores del mercado, estos serán firmes.
l) El operador del mercado diario pondrá a disposición del operador del mercado a
plazo antes de las 14:00 horas de cada día los precios y los volúmenes de contratación
negociados en cada hora en el mercado diario para el día siguiente, así como el
resultado del proceso de entrega física.
m) Antes de las 14:00 horas el operador del mercado comunicará a los agentes, en
su caso, la existencia de alguna reclamación pendiente de resolución, o alguna
incidencia planteada por el operador del mercado, que pueda provocar la repetición de la
casación. En este caso el horario de la secuencia podrá ser alterado según lo
especificado en la Regla de «Alteraciones al horario».
n) Antes de las 13:30 horas, una vez realizado el proceso de incorporación de las
energías declaradas por los agentes como contratos bilaterales a los operadores del
sistema, éstos comunicarán al operador del mercado el Programa Diario Base de
Funcionamiento (PDBF).
o) En el caso de que fuera necesario repetir el proceso de casación, por las
razones indicadas en puntos anteriores, y que, a consecuencia, el Programa Base de
Casación (PDBC) no resulte coherente con el Programa Diario Base de Funcionamiento
(PDBF), los operadores del sistema repetirán el procedimiento de incorporación de
energías de contratos bilaterales físicos para generar un nuevo Programa Diario Base de
Funcionamiento (PDBF), tomando como base el nuevo Programa Diario Base de
Casación (PDBC).
p) Antes de las 14:45 horas, los operadores del sistema pondrán a disposición del
operador del mercado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD), que habrá
solucionado las restricciones técnicas previstas en el sistema, informando el operador
del mercado a los agentes de los datos correspondientes a sus unidades de producción
y adquisición.
58.2 Secuencia de operaciones de los mercados intradiarios.
Independientemente del proceso de casación del mercado diario se realizarán las
sesiones del mercado intradiario de subastas y el mercado intradiario continuo.
Al finalizar cada una de las sesiones del mercado intradiario de subastas, el operador
del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema con la confidencialidad
correspondiente el resultado de la casación, informando a los agentes de los datos
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correspondientes a sus unidades de venta y adquisición. Al finalizar de cada sesión, los
operadores del sistema comunicarán al operador del mercado y a los agentes del
mercado, el Programa Horario Final (PHF).
La secuencia de los procesos en cada sesión del mercado intradiario de subastas
será la siguiente:
Se abrirá el periodo de recepción de ofertas de cada subasta según dicho horario y
con la única condición de la publicación previa del Programa Horario Final (PHF)
correspondiente a la anterior sesión de subasta del mercado intradiario, y en el caso de
la primera sesión, condicionada su apertura de recepción de ofertas a la publicación del
Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) y su cierre y casación a la publicación
del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) correspondiente al día siguiente.
Los horizontes de programación de cada sesión intradiaria, así como las horas de
apertura y cierre de cada sesión de subasta se detallan en el anexo 1 de las presentes
reglas.
Los agentes podrán reclamar el resultado de la validación de las ofertas de compra y
de venta, que se produce en el momento de recepción de las mismas, hasta cuatro (4)
minutos después del cierre de la aceptación de ofertas para la sesión correspondiente.
El operador del mercado dispondrá de siete (7) minutos desde el cierre de recepción
de ofertas, para publicar el resultado provisional del proceso de casación; pendiente de
reclamaciones o incidencias, según lo que se indica en el punto siguiente.
El operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema el
resultado de la casación de los mercados intradiarios una vez finalizado el periodo de
reclamaciones.
De acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, los
agentes del mercado dispondrán de un (1) minuto a partir de la puesta a disposición del
resultado del proceso de casación por el operador del mercado para formular
reclamaciones a este, que se tramitarán según el procedimiento establecido. En el caso
de no recibirse reclamaciones transcurrido dicho periodo, y sin perjuicio de las
reclamaciones que pudieran realizar a posteriori los agentes del mercado, el resultado de
la casación devendrá firme. El operador del mercado, durante este periodo de tiempo
podrá plantear las incidencias que, a su juicio, hayan ocurrido en el proceso.
En caso de que exista alguna reclamación pendiente de resolución, o alguna
incidencia planteada por el operador del mercado, que pueda provocar la repetición de la
casación, el operador del mercado podrá comunicarlo hasta quince (15) minutos antes
del inicio del horizonte de programación de la sesión correspondiente. En este caso el
horario de la secuencia podrá ser alterado según lo especificado en las presentes reglas,
retrasando la apertura del mercado intradiario continuo.
Los operadores del sistema publicarán el Programa Horario Final (PHF) y lo
comunicarán al operador del mercado.
La apertura de la negociación de todos los contratos del mercado intradiario continuo
para el día siguiente se hará en condiciones de operativa normal a partir de la hora
indicada en el anexo 1 de las presentes reglas, y condicionado siempre a la publicación
previa del Programa Diario Viable Definitivo (PDVD) por los operadores del sistema. A
partir de dicho momento, los agentes de mercado podrán participar en el mercado
intradiario continuo para el horizonte completo del día siguiente.
Los agentes podrán reclamar, tanto el resultado de la validación de las ofertas de
compra y de venta al mercado intradiario continuo como el resultado de las
transacciones propias del mercado intradiario continuo, una vez comunicado y hasta un
(1) minuto después de formalizarse la recepción correcta de la oferta o de la transacción.
Durante la operativa normal, se detendrá la negociación en el mercado continuo, al
cierre del periodo de recepción de ofertas de cada sesión intradiaria y únicamente para
aquellos contratos comprendidos en el horizonte de la sesión, hibernando las ofertas que
en ese momento estén presentes en el Libro de Ofertas en la Plataforma de Contratación
Continua Europea e imposibilitando su casación en el mercado intradiario continuo hasta
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su reapertura, de forma que únicamente se permita la asignación de capacidad relativa a
la interconexión España-Portugal durante la casación de la sesión de subasta intradiaria.
Una vez publicados los resultados de la casación y previa a la apertura del mercado
intradiario continuo para los contratos comprendidos dentro del horizonte de la sesión
casada, se reactivarán las ofertas previamente hibernadas, en caso de que el agente lo
hubiera solicitado a través del Sistema de Información del Operador de Mercado,
validando de nuevo los límites de energía de cada una de ellas del mismo modo que si
hubiesen sido insertadas de nuevo, pero teniendo en cuenta el programa de las
unidades de oferta actualizado tras la casación de la sesión y las limitaciones unitarias e
indisponibilidades vigentes, siendo rechazadas las ofertas en caso de no superar la
validación. El resto de ofertas previamente hibernadas y que no son reactivadas,
pasarán a estar canceladas en este mismo proceso.
El orden de reactivación es el descrito en la Regla de «Hibernación de ofertas en el
mercado intradiario continuo».
Una vez finalizado este proceso y acorde a los tiempos descritos en el anexo 1, los
contratos del mercado continuo que quedaron suspendidos de negociación con motivo
de la sesión de subasta intradiaria volverán a habilitarse para negociación.
En caso de que exista alguna incidencia, el operador del mercado podrá comunicar
los resultados correspondientes al periodo cuyo contrato acaba de finalizar su
negociación hasta cuarenta (40) minutos antes del inicio del horizonte de su
programación para ser tenidos en cuenta en los procesos de los operadores del sistema.
Los operadores del sistema publicarán el Programa Horario Final Continuo (PHFC) y
lo comunicarán al operador del mercado.
58.3 Alteraciones al horario.
En el supuesto de que surgiesen incidencias que alteren el curso normal de
cualquiera de los mecanismos que integran el procedimiento de casación de los
mercados diario e intradiarios, o bien se presenten reclamaciones por parte de los
agentes que impliquen la repetición de cualquier parte de los procesos, el operador del
mercado podrá modificar el horario de la secuencia de las operaciones correspondientes
a estos mercados descritas en el anexo 1, siendo de aplicación los mecanismos de
emergencia del operador de mercado y/o los acordados con los operadores del sistema,
según corresponda. El operador de mercado por su parte, realizará sus mejores
esfuerzos para que dicho programa esté a disposición de los agentes del mercado y de
los operadores del sistema a la mayor brevedad posible, comunicando los nuevos
horarios a los agentes del mercado y a los operadores del sistema.
En el supuesto de que surgiesen incidencias que alteren el curso normal de
cualquiera de los procesos de presentación y aceptación de ofertas o los procesos de
casación del mercado intradiario continuo, el operador del mercado podrá modificar el
horario de la secuencia de las operaciones correspondientes a estos mercados descritos
en el anexo 1, y realizará sus mejores esfuerzos para que dicho programa esté a
disposición de los agentes del mercado y de los operadores del sistema con la mayor
brevedad posible, comunicando los nuevos horarios a los agentes del mercado y a los
operadores del sistema.
En el caso de incidencias en cualquiera de los procesos encomendados a los
operadores del sistema, éstos podrán modificar el horario de la secuencia en las
operaciones posteriores al establecimiento del Programa Diario Base de Casación
(PDBC), para lo que adoptarán sus mejores esfuerzos para que la información sobre el
Programa Diario Viable Definitivo (PDVD) que debe proporcionarse a los agentes, en
relación con sus unidades de adquisición y producción, esté a disposición de éstos y del
operador del mercado antes de la hora límite establecida en la Regla de «Secuencia de
operaciones del mercado diario». En caso de que esto no fuera posible adoptarán sus
mejores esfuerzos para que dicho programa viable esté a disposición del operador del
mercado y la información correspondiente a los agentes a la disposición de éstos con la
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mayor brevedad posible, comunicando los nuevos horarios a los agentes del mercado y
al operador del mercado.
Cuando se dé esta situación, o la existencia de incidencias en los procesos del
operador del mercado, y sea previsible un retraso sobre la hora de publicación
establecida para el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) o el Programa
Diario Viable Definitivo (PDVD) para la primera sesión de subasta intradiaria, o bien el
Programa Horario Final (PHF) para el resto de sesiones, el operador del mercado podrá
tomar la decisión de suspender la correspondiente sesión del mercado intradiario de
subastas, o bien realizar la casación del horizonte de programación completo
correspondiente a dicha sesión, pero considerando inválido a todos los efectos el
resultado para, alguna o algunas, de las horas del horizonte por causa de fuerza mayor,
o modificar los horarios de negociación del mercado intradiario continuo La decisión que
se adopte será comunicada a los agentes del mercado y a los operadores del sistema a
través del Sistema de Información del Operador del Mercado.
Cuando por problemas en los procesos de los operadores del sistema y/o del
operador de mercado sea previsible un retraso sobre la hora establecida para la
generación o integración de los resultados de las sesiones de subasta intradiarias y se
alcance la hora límite acordada, los operadores podrán tomar la decisión de no
considerar el resultado de la casación del mercado intradiario de subastas para la
primera o primeras horas del periodo de programación. La decisión que se adopte será
comunicada con la mayor brevedad posible a los agentes del mercado mediante el
medio que se establezca y que deje constancia de dicha comunicación.
Cuando por problemas en los procesos del operador del mercado sea previsible un
retraso sobre la hora de publicación establecida para el resultado de transacciones
realizadas en cada ronda del mercado intradiario continuo, el operador del mercado
podrá tomar la decisión de retrasar la apertura de la contratación de contratos del
mercado intradiario continuo, o modificar los horarios de negociación de las sesiones de
subasta intradiaria. La decisión que se adopte será comunicada a los agentes del
mercado y a los operadores del sistema a través del Sistema de Información del
Operador del Mercado.
Sin perjuicio de lo anterior y en los casos en los que por problemas operativos algún
operador del sistema no pueda recibir o procesar los resultados del mercado intradiario
continuo (PIBCIC) dentro de la hora límite acordada, o bien sea imposible la entrega por
parte del operador del mercado a los operadores del sistema de los resultados
disponibles el operador del mercado enviará el PIBCIC a los operadores del sistema una
vez solventado el problema que lo causó, pudiendo ocurrir dicho envío de forma
posterior a la entrega física de la energía del periodo negociado. En estos casos, los
operadores del sistema conjuntamente podrán tomar la decisión de anular las energías
negociadas en la última ronda del mercado intradiario continuo correspondientes a la
primera hora de entrega de energía. La decisión que se adopte será comunicada con la
mayor brevedad posible al resto de operadores y a los agentes del mercado mediante el
medio que establezcan y que deje constancia de dicha comunicación.
58.4 Coordinación entre el operador del mercado y los operadores del sistema.
A los efectos de dar cumplimiento a lo dispuesto en la legislación vigente, ambos
sujetos deberán suministrarse recíprocamente las informaciones que se relacionan a
continuación a través de sus sistemas de información. Dicha información estará
contenida en ficheros y su formato y comunicación serán definidos por ambos sujetos y
puesto a disposición de los agentes del mercado.
El operador de mercado conjuntamente con los operadores del sistema español y
portugués diseñará un mecanismo de emergencia para el intercambio de información
entre operadores del sistema y el operador de mercado.
Toda la información a intercambiar se pondrá a disposición de la otra parte de
acuerdo a los procedimientos acordados entre los operadores.
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El operador del mercado realizará validaciones del formato y de la información
contenida en los ficheros recibidos antes de proceder a su incorporación en el Sistema
de Información del Operador del Mercado, de modo que si se detectan errores en ellos
serán devueltos a su origen para su corrección.
Todo intercambio de información deberá incluir el correspondiente detalle explicativo
del error detectado. El plazo durante el cual deberá enviarse el fichero corregido
dependerá del fichero de que se trate, si bien tanto el operador del mercado como los
operadores del sistema adoptarán sus mejores esfuerzos para que la información esté
disponible inmediatamente para los procesos de casación o proceso de tiempo real que
la necesiten.
Para la información relevante intercambiada entre el operador del mercado y los
operadores del sistema, independientemente del origen de esta, se establece un
mecanismo de confirmación de validez de información para cada tipo de mercado. Los
mecanismos establecidos serán los acordados entre el operador del mercado y cada uno
de los operadores del sistema, en los documentos «Procedimiento de Emergencia entre
los Operadores del Sistema y Operador de Mercado» y «Modelo de ficheros para el
intercambio de información entre OS y OM».
58.4.1 Información que deben suministrar los operadores del sistema al operador
del mercado.
Los operadores del sistema español y portugués pondrán a disposición del operador
del mercado la información necesaria para la realización de los procesos del mercado
mediante los métodos y formatos establecidos en la versión vigente del documento
«Modelo de ficheros para el intercambio de información entre OS y OM», acordado entre
ambos operadores en lo relativo a los ficheros intercambiados entre operadores, y
publicado por los operadores del sistema.
Dentro de las validaciones que se efectuarán, además de las anteriormente
indicadas, se comprobará que los programas enviados cumplen el equilibrio generación-
demanda en cada periodo de programación. Se comprobará que los ficheros de
programas corresponden a la acumulación del programa previo. Cualquier información
relativa a la energía de una unidad, ya sea de adquisición o producción, se comprobará
que está incluida entre el máximo y el mínimo declarado en el Sistema de Información
del Operador del Mercado.
La información enviada por los operadores del sistema será la que a continuación
figura:
58.4.1.1 Mercado diario.
– Información del resultado de la asignación de derechos de capacidad de las
subastas previas a la subasta diaria de unidades internacionales en cada hora del
horizonte de programación y en cada una de las unidades de venta o adquisición con
asignación de derechos de capacidad.
– Información de las notificaciones de derechos de uso de capacidad de las
subastas previas al mercado diario de unidades internacionales, en cada hora del
horizonte de programación y en cada una de las unidades de venta o adquisición con
asignación de derechos de capacidad.
– En caso de celebrarse, información del resultado de la asignación de derechos de
capacidad de la subasta diaria en la interconexión con el sistema eléctrico francés de
unidades internacionales en cada hora del horizonte de programación y en cada una de
las unidades de venta o adquisición con asignación de derechos de capacidad. Esta
información será enviada por el operador del sistema español.
– Información relativa a las indisponibilidades de las unidades de producción y
adquisición. Esta información será enviada por los operadores del sistema cada vez que
sea actualizada esta información.
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– Fichero de previsión de demanda. Este fichero será enviado por los operadores del
sistema cada vez que sea actualizada su información.
– Información relativa a las ejecuciones de contratos bilaterales físicos
internacionales y notificaciones de uso de derechos de capacidad. Esta información será
enviada por los operadores del sistema en los siguientes instantes:
• Después del proceso de nominación previo al mercado diario, el operador del
sistema español enviará las ejecuciones aceptadas de contratos bilaterales físicos que
crucen la frontera de Francia con España.
• Después del proceso de nominación previo al mercado diario, tan pronto como lo
tenga disponible, y antes del cierre del periodo de aceptación de ofertas para el mercado
diario, los operadores del sistema, previo acuerdo entre ellos, enviarán las ejecuciones
aceptadas de contratos bilaterales físicos internacionales y las notificaciones del uso de
derechos de capacidad, correspondientes, a efectos de poder validar la energía ofertada
por las unidades de oferta que participan simultáneamente en las ejecuciones de dichos
contratos bilaterales.
– Información relativa a las ejecuciones de contratos bilaterales físicos nacionales.
Esta información será enviada por los operadores del sistema correspondientes.
– Información relativa a las nominaciones de las ejecuciones de contratos bilaterales
resultado de energías nominadas de las unidades reales y de las unidades de
programación genérica. Esta información será enviada por el operador del sistema
español.
– Información relativa a las energías nominadas de las unidades reales y de las
unidades de programación genérica. Esta información será enviada por el operador del
sistema español.
– Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF). Este fichero será el resultado
de la suma al Programa Diario Base de Casación (PDBC) y de los contratos bilaterales
comunicados antes del cierre de recepción de ofertas al mercado diario, y de los
contratos bilaterales nacionales comunicados a los operadores del sistema después del
cierre de recepción de ofertas al mercado diario.
58.4.1.2 Procesos de solución de restricciones técnicas del programa base de
funcionamiento.
– Programa Diario Viable provisional (PDVP). Este fichero será el resultado de la
suma del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), las alteraciones al programa
debidas a las restricciones técnicas y sus recuadres.
58.4.1.3 Programa diario viable definitivo.
– Programa Diario Viable definitivo (PDVD). Programa final resultante del mercado
diario. Este programa coincidirá con el Programa Diario Viable provisional (PDVP).
58.4.1.4 Mercados intradiarios.
Información enviada en el momento en que se modifique la información:
– Fichero de previsión de demanda. Este fichero será enviado por los operadores del
sistema cuando se modifique su información.
– Información relativa a las indisponibilidades de las unidades de venta y compra.
Este fichero será enviado por los operadores del sistema cada vez que sea actualizada
esta información siendo la hora límite de aplicación para el mercado intradiario continuo
y a efectos de validación de una oferta enviada en una ronda, será la establecida en el
anexo 1.
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Información enviada antes de la apertura del proceso de aceptación de ofertas del
mercado intradiario siempre que modifique su información respecto a la anterior sesión:
– Limitaciones a la posibilidad de ofertar a cada mercado intradiario:
Este fichero contiene las limitaciones a la posibilidad de ofertar al mercado
intradiario, para cumplir los criterios de seguridad, de cada unidad de oferta
separadamente. La información contenida en este fichero será coherente con la
información contenida en el fichero de indisponibilidades.
En el caso de la primera sesión de subasta intradiaria, la información de limitaciones
podrá ser recibida hasta la recepción del PDVD correspondiente. Para el mercado
intradiario continuo, la hora límite de aplicación y a efectos de validación de una oferta
enviada en una ronda, será la establecida en el anexo 1.
El procedimiento utilizado para la comunicación, de al menos los ficheros
correspondientes a las indisponibilidades, y a las limitaciones a la posibilidad de ofertar
en el mercado intradiario, deberá ser tal que permita asegurar a los operadores del
sistema que el fichero ha sido validado y recibido por el operador del mercado, conforme
a la hora del Sistema de Información del Operador del Mercado. Así mismo el operador
del mercado deberá poder tener constancia sobre el contenido y la hora de recepción de
los ficheros.
Información enviada después de la casación de la sesión:
– Programa Horario Final resultado de cada sesión del mercado intradiario (PHF).
Este fichero coincide con la suma del programa acumulado resultado de la casación.
– Anulación de horas en sesiones de mercados intradiarios. Este fichero contiene la
información de las horas en sesiones de mercados intradiarios cuyas transacciones han
sido anuladas por los operadores del sistema por no haber podido programarlas por
alguna razón.
Información enviada en el mercado intradiario continuo:
– Programa Horario Final Continuo resultado de las transacciones de cada ronda en
el mercado intradiario (PHFC). Este fichero incluye el Programa Diario Viable definitivo
(PDVD), el resultado de los sucesivos mercados intradiarios por subastas realizados por
el operador del mercado y del resultado del mercado intradiario continuo.
– Anulación de las energías negociadas en una ronda específica del mercado
intradiario continuo, correspondientes a una hora de entrega de energía.
58.4.1.5 Coordinación de la información de las unidades de producción y
adquisición.
Cualquier cambio en la información asociada a los sujetos del sistema y a las
unidades de programación gestionadas por los operadores del sistema que puedan
afectar a los procesos de los mercados, deberá ser puesto a disposición del operador del
mercado para que actúe en consecuencia. El procedimiento de comunicación de dicha
información deberá ser acordado entre el operador del mercado y los operadores del
sistema, fijando conjuntamente la fecha de entrada en vigor de los cambios
considerados.
58.4.1.6 Energía negociada en los servicios de ajuste del sistema por las
instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables.
El Operador del sistema español enviará al operador del mercado todos los días el
valor neto de la energía negociada por cada instalación adscrita al régimen económico
de energías renovables en los servicios de ajuste y balance del sistema antes de
las 04:00 horas del siguiente día natural, para que el operador del mercado pueda
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integrar dichos resultados en la liquidación diaria. Dicho intercambio de información se
realizará a través de los mecanismos de intercambio de información acordados entre
ambos operadores.
58.4.2 Información que debe suministrar el operador del mercado a los operadores
del sistema.
El operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema, con la
confidencialidad correspondiente, la información necesaria para la realización de sus
procesos de gestión mediante los métodos y formatos establecidos en la versión más
actualizada del documento "Modelo de ficheros para el intercambio de información entre
OSs y OM ", acordado entre el operador del mercado y ambos operadores del sistema
en lo relativo a los ficheros intercambiados entre ellos, y publicado por los operadores del
sistema.
El operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema, con la
confidencialidad correspondiente, la siguiente información:
58.4.2.1 Mercado diario.
– Programa Diario Base de Casación (PDBC). Este fichero contiene el programa
resultante de la casación del mercado diario. Esta información será puesta a disposición
de los operadores del sistema en el momento de publicación de los resultados
provisionales de la casación.
– Precios marginales del mercado diario. Esta información será puesta a disposición
de los operadores del sistema en el momento de publicación de los resultados
provisionales de la casación.
– Flujos en las interconexiones internacionales. Esta información será puesta a
disposición de los operadores del sistema en el momento de publicación de los
resultados provisionales de la casación.
– Ofertas del mercado diario. Este fichero contiene todas las ofertas válidas que han
entrado en el proceso de casación. Esta información será puesta a disposición de los
operadores del sistema una vez confirmado el Programa Diario Base de Casación
(PDBC) por OMIE y por los operadores del mercado acoplados al mercado ibérico en la
ejecución de la casación.
– Orden de precedencia económica del mercado diario. Este fichero contiene la
información relevante en cuanto a energías, precios e instantes de recepción de las
ofertas casadas totalmente, casadas parcialmente y no casadas. Esta información será
puesta a disposición de los operadores del sistema una vez confirmado el Programa
Diario Base de Casación (PDBC) por OMIE y por los operadores del mercado acoplados
al mercado ibérico en la ejecución de la casación.
58.4.2.2 Mercados intradiarios.
Para el mercado intradiario de subastas:
– Resultado incremental de la casación de cada mercado intradiario del Programa
Intradiario Base de Casación Incremental (PIBCI). Este fichero contiene la información
resultado incremental de la casación del mercado intradiario, respecto al Programa
Diario Viable definitivo (PDVD) en el caso de la primera sesión o respecto al Programa
Horario Final (PHF) de mercado anterior en el resto de sesiones.
– Precios marginales resultantes de cada sesión del mercado intradiario.
– Ofertas del mercado intradiario. Este fichero contiene todas las ofertas válidas que
han entrado en el proceso de casación.
– Orden de precedencia económica de cada sesión del mercado intradiario. Este
fichero contiene las ofertas casadas totalmente, casadas parcialmente y no casadas
ordenadas según los criterios establecidos en la regla correspondiente.
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Para el mercado intradiario continuo:
Como consecuencia de los procesos de aceptación, verificación de ofertas y del
resultado de las transacciones del mercado intradiario continuo, el operador del mercado
generará la siguiente información, la cual será puesta a disposición de los operadores
del sistema según se describe:
– Programa Intradiario Base de Casación Incremental Continuo (PIBCIC).
Se generará como resultado de la negociación, en unidades de oferta y unidades
porfolio, al cierre de cada uno de los contratos negociados en el mercado intradiario
continuo inmediatamente después de su generación.
Dicho programa incremental contendrá por unidad de oferta y unidad porfolio, el
programa neto resultado de las transacciones de compra y venta realizadas por dichas
unidades en los periodos negociados en esa ronda en el mercado intradiario continuo,
teniendo en cuenta las desagregaciones para el periodo que no volverá a ser negociado
en el mercado intradiario.
En caso de que, para el periodo que no volverá a ser negociado en el mercado
intradiario, no se haya desagregado en unidades de oferta toda la energía contenida en
unidades porfolio, dichas unidades porfolio contendrán la diferencia entre la energía total
asignada a la unidad porfolio y la desagregada correctamente en unidades de oferta.
La información contenida en el fichero PIBCIC tendrá carácter firme y definitivo.
58.4.2.3 Resultados de la liquidación.
– En cumplimiento del punto 1 del anexo del Real Decreto 1623/2011, de 14 de
noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace
entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del
sector eléctrico, el operador del mercado facilitará al operador del sistema el resultado de
la liquidación del mercado diario e intradiario que este le requiera para su consideración
en la liquidación de la energía en el sistema eléctrico balear.
– En cumplimiento de los puntos 1 y 2 de la Disposición Adicional Sexta del Real
Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de
los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen
jurídico de contratación, el operador del sistema español y el operador del mercado se
intercambiarán la información necesaria para el cálculo unitario medio por unidad de
energía del valor de cada concepto de los costes para el conjunto de consumidores del
sistema eléctrico español.
– En cumplimiento del apartado 2.2.a de la Resolución de 22 de mayo de 2018, del
Departamento de Aduanas e Impuestos Especiales de la Agencia Estatal de
Administración Tributaria, para la elaboración de las estadísticas de intercambios de
bienes entre Estados miembros (Sistema Intrastat), el operador del mercado facilitará al
operador del sistema el valor de las exportaciones e importaciones resultantes de los
mercados gestionados por el operador del mercado que este le requiera para su
consideración la información a suministrar al Sistema Intrastat.
Regla 59.ª Régimen de la operación en el mercado
Corresponde al OMI, Polo Español, SA (OMIE), como operador del mercado, la
realización de todas las funciones necesarias para el eficaz desarrollo del mercado, en
especial, del mercado diario y de los mercados intradiarios y de sus correspondientes
liquidaciones y, en general, las que le asignan las disposiciones legales y reglamentarias
sobre la materia.
El operador del mercado ejercerá sus funciones cumpliendo lo establecido en las
disposiciones legales y reglamentarias que regulan el mercado. Además, en la operación
del mercado, actuará de acuerdo con lo establecido en las presentes Reglas de
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Funcionamiento del Mercado, y con los sistemas de información y comunicación
integrados en el Sistema de Información del Operador del Mercado.
Los agentes del mercado actuarán en el mercado cumpliendo lo establecido en las
disposiciones legales y reglamentarias, y de acuerdo con lo establecido en las presentes
reglas, y en los sistemas de información y comunicación integrados en el Sistema de
Información del Operador del Mercado.
A los efectos del cumplimiento de lo establecido en estas Reglas de Funcionamiento
del Mercado y, en especial, en esta regla, el operador del mercado pondrá a disposición
de los agentes del mercado la documentación asociada al Sistema de Información del
Operador del Mercado, a utilizar por estos, así como las modificaciones y nuevas
versiones que se publiquen.
El operador del mercado no responderá de las consecuencias de las actuaciones en
las que intervengan los agentes del mercado o terceros, ni de las derivadas de la
aplicación de las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado y de los sistemas de
información y comunicación integrados en el Sistema de Información del Operador del
Mercado. Tampoco responderá el operador del mercado de consecuencias derivadas de
circunstancias que se encuentren fuera de su control directo, de los casos de fuerza
mayor o de carácter fortuito, incluyendo aquellas consecuencias derivadas de
actuaciones que, en su caso, el operador del mercado pudiera realizar tras su aparición
a efectos de intentar mitigar o resolver tales casos, ni de las consecuencias indirectas de
las actuaciones y operaciones desarrolladas en el mercado ni de los riesgos derivados
del funcionamiento del mismo.
La habilitación del acceso a la plataforma de negociación del mercado intradiario
continuo a través de una interfaz pública de mensajes, se hace a los únicos y exclusivos
efectos de poner a disposición de los agentes un acceso mediante una herramienta
desarrollada y gestionada por el agente solicitante de tal habilitación.
Tal habilitación no supone la asunción por el operador de mercado de ningún tipo de
responsabilidad, incluyendo daños y perjuicios, directos o indirectos,
independientemente de la previsibilidad de dichos daños y perjuicios, derivados del
funcionamiento, uso, uso inapropiado o mal uso, manipulación, cambio, modificación o
alteración, intencionado o no, de dicha herramienta por parte del agente, debiendo
aceptar y cumplir el agente los Términos y Condiciones de dicha habilitación, fijados en
cada momento por el operador del mercado.
59.1 Reclamaciones a los procesos del mercado, a las liquidaciones y a la
facturación.
59.1.1 Notificaciones.
Cualesquiera notificaciones ajenas a la operación normal del mercado basada en el
sistema de información, que deban hacerse por virtud de estas Reglas de
Funcionamiento del Mercado, lo serán en la dirección de las partes que figura en el
encabezamiento del correspondiente contrato de adhesión. No obstante, las partes
podrán variar el lugar de recepción de las notificaciones por medio de la notificación que
hagan a la otra con siete (7) días hábiles de antelación a que se produzca tal cambio.
Las notificaciones deberán hacerse por cualquier medio que deje constancia del
contenido de la comunicación y de su recepción.
59.1.2 Presentación de reclamaciones al operador del mercado.
Los agentes del mercado podrán reclamar tanto el resultado de las validaciones
como el resultado de los diferentes mercados, así como las liquidaciones, de
conformidad a lo establecido en estas reglas en cada caso.
Las reclamaciones que presenten los agentes, integradas dentro de la secuencia de
los procesos del operador del mercado, tendrán los efectos establecidos en las reglas
correspondientes. Las demás reclamaciones serán igualmente contestadas por el
operador del mercado, pero no tendrán los efectos anteriormente indicados.
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El proceso de reclamaciones será el siguiente:
Las reclamaciones serán realizadas a través de la aplicación informática del sistema
del operador del mercado destinada a esta función.
Las reclamaciones serán conocidas por todos los agentes, salvo aquellas que por su
contenido de información sensible, el agente decida establecer como confidenciales. El
agente reclamante en cualquier momento puede cambiar el grado de confidencialidad de
una reclamación. El operador del mercado respetará el carácter de confidencialidad
declarado en la reclamación, si bien puede solicitar que se justifique el mismo.
Adoptada por el operador del mercado la decisión procedente sobre las
reclamaciones e informaciones recibidas de los agentes, continuará el proceso hasta su
finalización, sin perjuicio de la reiteración de la reclamación por el agente interesado en
momento posterior, con los efectos que correspondan.
Los agentes tendrán en todo momento acceso a las reclamaciones efectuadas por
ellos mismos y a las declaradas como no confidenciales por el resto de los agentes.
El Sistema de Información del Operador del Mercado indicará la fecha y hora de
cada escritura sobre el texto de la reclamación, así como la identificación de quién la
realizó.
El Sistema de Información del Operador del Mercado asegurará que ni el agente, ni
el operador del mercado pueden alterar informaciones previamente introducidas en la
reclamación.
El operador del mercado mantiene una vigilancia para la correcta participación de los
agentes en el mercado. La utilización de estos mecanismos de control o vigilancia no
implica exoneración por la realización de operaciones malas o indebidas por parte de los
agentes.
59.2 Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes.
El operador del mercado publicará en el Sistema de Información del Operador del
Mercado los siguientes horarios:
1. Recepción y registro de entrada de documentos de garantías y solicitudes.
2. Tramitación de las solicitudes de los agentes efectuados a través del Sistema de
Información del Operador del Mercado.
3. Hora máxima para la consideración del saldo neto acreedor en el balance de
garantías a los efectos de la Regla de «Balance de garantías».
Asimismo, publicará los plazos máximos de tramitación de las distintas solicitudes de
las agentes efectuadas a través del Sistema de Información del Operador del Mercado.
Regla 60.ª Entrada en vigor, duración y modificaciones de las reglas de funcionamiento
del mercado
1. Las Reglas de Funcionamiento del Mercado entrarán en vigor en los términos
establecidos en la correspondiente resolución administrativa y permanecerán vigentes
con carácter indefinido sin perjuicio de las modificaciones a que se refiere esta regla,
salvo que la ley o sus normas de desarrollo establezcan un término de duración para el
mismo o dispongan su terminación.
2. El operador del mercado deberá proponer, de oficio o a instancia de la Comisión
Nacional de los Mercados y la Competencia, aquellas modificaciones de las
metodologías y condiciones vigentes que permitan un mejor funcionamiento de los
mercados de electricidad, así como su adecuación a la normativa comunitaria. Dichas
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.
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3. La adhesión de cada agente del mercado a las Reglas de Funcionamiento del
Mercado lo es, también, a todas las modificaciones que puedan introducirse en las
mismas en virtud de lo establecido en esta regla.
4. En todo caso, el operador del mercado podrá dictar las instrucciones que
resulten necesarias por la mejor aplicación de las Reglas de Funcionamiento del
Mercado, que deberán cumplir los vendedores y compradores que participen en el
mercado. En particular, el operador del mercado podrá elaborar guías de usuario para la
eficaz utilización por los agentes del mercado de los sistemas informáticos que la normal
operación del mercado requiera. También podrá hacer públicos, para general
conocimiento, criterios prácticos o técnicos de aplicación de la regulación vigente.
Regla 61.ª Legislación aplicable y solución de conflictos
Serán de aplicación a estas Reglas de Funcionamiento del Mercado la legislación
española y comunitaria en vigor.
Los conflictos que puedan surgir en la aplicación de las presentes Reglas de
Funcionamiento del Mercado se resolverán de acuerdo con lo establecido en el
de los Mercados y la Competencia. Las controversias, desacuerdos, reclamaciones y
diferencias que puedan surgir en esta materia, que no deban ser objeto de conflicto de
gestión económica y técnica, por su carácter indisponible y de orden público, respetando
las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se
someten, con renuncia a cualquier otro juez o tribunal que pudiera resultar competente, o
al arbitraje de dicha comisión, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 5.1.b de la
Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la
Competencia, o al arbitraje de derecho que se celebrará en la ciudad de Madrid por tres
árbitros, de conformidad con las reglas de la UNCITRAL y con la Ley 60/2003, de 23 de
diciembre, de Arbitraje y, por consiguiente, con sometimiento expreso al laudo que se
dicte. Las partes deberán ponerse de acuerdo sobre el sistema de arbitraje a seguir, es
decir, si se acude a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia o a los tres
árbitros conforme a las reglas de la UNCITRAL para dicho proceso arbitral. En caso de
que transcurridos seis meses no sea posible alcanzar dicho acuerdo, queda expedita la
vía jurisdiccional para la parte interesada. Las partes acuerdan someter cualesquiera
diferencias entre las mismas que, por imperativo legal, no puedan someterse a arbitraje,
a los Juzgados y Tribunales de la ciudad de Madrid, con renuncia a cualquier otro juez o
tribunal que pudiera resultar competente.
Regla adicional
Protección de Datos (en adelante «RGPD»), los datos de carácter personal
proporcionados por los Agentes y los que los Agentes en cualquier momento faciliten,
serán incorporados a un Registro de Actividades del tratamiento titularidad de OMI-Polo
Español, SA, en su calidad de operador del mercado. El Agente en cualquier momento
podrá modificar sus datos personales con el fin de que la información contenida en sus
ficheros esté en todo momento actualizada y no contenga errores.
OMI-Polo Español, SA, necesita tratar dichos datos para la ejecución del Contrato de
Adhesión, por lo que el tratamiento de tales datos personales se considera legítimo de
conformidad con el artículo 6.1.b del RGPD. En particular, OMI-Polo Español, SA, tratará
estos datos personales para las siguientes finalidades: (i) el registro y seguimiento de los
agentes de Mercado, asegurando las conexiones dentro del Mercado eléctrico (ii) el
mantenimiento de niveles adecuados de seguridad en el tráfico comercial de la empresa.
Los datos serán conservados en todo caso mientras perdure la relación comercial
con el Agente del mercado. En el momento en que termine, OMI-Polo Español, SA,
mantendrá dichos datos debidamente bloqueados con el único fin de atender las
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responsabilidades de cualquier índole que pudieran surgir durante un periodo de 5 años.
Una vez prescriban tales responsabilidades, sus datos personales serán suprimidos. En
caso de que el Agente proporcione datos de carácter personal referentes a personas
distintas a las que efectúan una solicitud, el Agente garantiza que tales personas han
consentido la entrega de sus datos a OMI-Polo Español, SA, para tal objeto.
El Agente queda informado también de que, entre los citados datos personales,
puede realizarse una grabación de seguridad de las conversaciones telefónicas de las
personas físicas que en cada momento intervengan en representación del Agente. Por
ello, el Agente también garantiza que tales personas le han consentido la entrega de sus
datos a OMI-Polo Español, SA.
OMI-Polo Español, SA, tratará sus datos personales de manera absolutamente
confidencial. Asimismo, ha implantado medidas técnicas y organizativas adecuadas para
garantizar la seguridad de sus datos personales y evitar su destrucción, pérdida, acceso
ilícito o alteración ilícita. A la hora de determinar estas medidas, se han tenido en cuenta
criterios como el alcance, el contexto y los fines del tratamiento; el estado de la técnica y
los riesgos existentes.
Asimismo, el Agente presta su consentimiento para que los datos personales sean
cedidos a las siguientes entidades, que los utilizarán para sus propios fines:
i. Red Eléctrica de España, SA (REE), con el fin del cumplimiento de sus funciones
en su calidad de operador del sistema español.
ii. Redes Energeticas Nacionais, SA (REN), con el fin del cumplimiento de sus
funciones en su calidad de operador del sistema portugués.
iii. Otros Operadores del Sistema o del Mercado con el fin del cumplimiento de sus
respectivas funciones y de una óptima gestión de sus respectivos sistemas de
información,
iv. A los reguladores competentes.
El Agente de Mercado podrá, en cualquier momento, ejercitar los derechos de
acceso, rectificación, oposición, supresión, limitación, portabilidad y presentación de
reclamaciones, ante OMI-Polo Español, SA.
Dichos derechos podrán ejercitarse mediante comunicación escrita dirigida a la sede
de OMI-Polo Español, SA, sita en calle Alfonso XI, 6, 28014 Madrid, así como por correo
electrónico a: info@omie.es. En este sentido, deberá proporcionarse la siguiente
información: nombre y apellidos del interesado, domicilio a efectos de notificaciones,
fotocopia del Documento Nacional de Identidad, pasaporte o cualquier otro documento
identificativo, y petición en que se concrete la solicitud. En caso de que tal solicitud no
reúna los requisitos necesarios, OMI-Polo Español, SA, podrá requerir su subsanación.
Si el Agente considera que su solicitud no ha sido atendida correctamente, podrá
presentar una reclamación ante la autoridad de control en materia de protección de
datos, la Agencia Española de Protección de Datos (http://www.agpd.es)
Regla final
En el plazo máximo de tres meses desde la entrada en vigor de esta Resolución, el
Comité de Agentes del mercado deberá adecuar su composición, estructura y
funcionamiento a las previsiones del capítulo V («Comité de Agentes del Mercado»).
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ANEXO 1
Horarios
1. Horarios mercado intradiario de subastas.
El mercado intradiario estará estructurado en dos formatos de contratación:
– Formato de subastas.
– Formato continuo.
El formato de subasta, estará estructurado a su vez en seis sesiones. Los horarios
son los establecidos en las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado, con la
siguiente distribución de horarios por sesión (CET):
Sesión 1.ª Sesión 2.ª Sesión 3.ª Sesión 4.ª Sesión 5.ª Sesión 6.ª
APERTURA DE SESION. 14:00 17:00 21:00 01:00 04:00 09:00
CIERRE DE SESION. 15:00 17:50 21:50 01:50 04:50 09:50
CASACION Y PUBLICACION. 15:07 17:57 21:57 01:57 04:57 09:57
HORIZONTE DE PROGRAMACION (Periodos horarios). 24 horas
(1-24 D+1)
28 horas
(21-24 D y
1-24 D+1)
24 horas
(1-24 D+1)
20 horas
(5-24 D)
17 horas
(8-24 D)
12 horas
(13-24 D)
Figura 1
En el caso del cuarto mercado intradiario en el día de cambio de hora de primavera,
la hora de apertura del mismo será las 00:00 en lugar de la 01:00.
En el caso de que lo dispuesto para la operación de los días de cambio de hora
oficial (23 o 25 horas) resulte necesario ser modificado, será publicada una Instrucción
con los detalles y la operativa de dichos cambios. Dicha Instrucción será debidamente
comunicada a los agentes de mercado y operadores del sistema, teniendo en cuenta el
acoplamiento europeo único de mercados.
Para la Operación del día de cambio oficial de hora, se amplía en una hora el
horizonte de la cuarta sesión del mercado intradiario del día de cambio oficial de hora de
otoño (día de 25 horas), que tiene lugar cada año el último domingo del mes de octubre,
quedando la sesión cuarta con un horizonte de negociación de 21 horas (H5, H6, H7,…
H25). Quedan reflejados en la siguiente tabla los horarios de las diferentes sesiones de
subastas intradiarias para el día de 25 horas:
Sesión 1.ª Sesión 2.ª Sesión 3.ª Sesión 4.ª Sesión 5.ª Sesión 6.ª
APERTURA DE SESION. 14:00 17:00 21:00 01:00 04:00 09:00
CIERRE DE SESION. 15:00 17:50 21:50 01:50 04:50 09:50
CASACION Y PUBLICACION. 15:07 17:57 21:57 01:57 04:57 09:57
HORIZONTE DE PROGRAMACION (Periodos horarios). 25 horas
(1-25 D+1)
29 horas
(21-24 D y
1-25 D+1)
25 horas
(1-25 D+1)
21 horas
(5-25 D)
17 horas
(9-25 D)
12 horas
(14-25 D)
Figura 2
Respecto al Mercado Intradiario Continuo, la negoción de contratos el día de 25
horas, se desarrollará sin alteraciones de horario, negociando por última vez la H5
durante la Ronda 5 (03:00-04:00h).
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2. Producto horario del mercado intradiario continuo.
El producto horario tendrá duración de una hora. Estará generalmente compuesto
por veinticuatro contratos, o 23, o 25 en los días de cambio de hora oficial, donde cada
contrato se corresponde con cada uno de los periodos horarios del día al que dicho
producto hace referencia.
En el caso de que lo dispuesto para la operación de los días de cambio de hora
oficial (23 o 25 horas) resulte necesario ser modificado, será publicada una Instrucción
con los detalles y la operativa de dichos cambios. Dicha Instrucción será debidamente
comunicada a los agentes de mercado y operadores del sistema, teniendo en cuenta el
acoplamiento europeo único de mercados.
La apertura de la negociación de todos los contratos del mercado intradiario continuo
para el día siguiente (D+1), en las zonas de precio de España y Portugal se hará a partir
de la finalización de la primera subasta del día en curso (D), siempre que el operador del
sistema haya publicado el Programa Diario Viable Definitivo para el día siguiente (D+1)
con anterioridad. En la Figura 2 se muestran por día, periodo y hora los contratos en
negociación.
Horario Subasta MIBEL Mercado Continuo (XBID)
Día Ronda*
del continuo Periodo Hora inicio
de periodo
Hora fin
de periodo
N.º
subasta
Periodos de negociación incluidos
en horizonte de la subasta
Periodos
de negociación
abiertos
PRODUCTO
HORARIO
Periodos
de negociación
cerrados
PRODUCTO
HORARIO
D 17 15 14:00 15:00 1 Recepción de ofertas para la subasta MI1
(Periodos 1-24 día D+1). 17-24 (D)
D 18 16 15:00 15:10 1 Casación del MI1. 18-24 (D)
D 18 16 15:10 16:00 – 18-24 (D)
1-24 (D+1)**
D 19 17 16:00 17:00 – 19-24 (D)
1-24 (D+1)
D 20 18 17:00 17:50 2 Recepción de ofertas para la subasta MI2
(Periodos 21-24 día D, 1-24 día D+1).
20-24 (D)
1-24 (D+1)
D 20 18 17:50 18:00 2 Casación del MI2. 20 (D) 21-24 (D)
1-24 (D+1)
D 21 19 18:00 19:00 – 21-24 (D)
1-24 (D+1)
D 22 20 19:00 20:00 – 22-24 (D)
1-24 (D+1)
D 23 21 20:00 21:00 – 23-24 (D)
1-24 (D+1)
D 24 22 21:00 21:50 3 Recepción de ofertas para la subasta MI3
(Periodos 1-24 día D+1).
24 (D)
1-24 (D+1)
* Ronda del continuo: Periodo que se negocia por última vez en el mercado continuo.
** Los periodos 1-24 del D+1 se abren a negociación continua (Gate Opening Time) a las 15:00 del día D en curso.
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Horario Subasta MIBEL Mercado Continuo (XBID)
Día Ronda* del
continuo Periodo Hora inicio
de periodo
Hora fin
de periodo
N.º
subasta
Periodos de negociación incluidos en
horizonte de la subasta
Periodos de
negociación
abiertos
PRODUCTO
HORARIO
Periodos de
negociación
cerrados
PRODUCTO
HORARIO
D 24 22 21:50 22:00 3 Casación del MI3. 24 (D) 1-24 (D+1)
D 1 23 22:00 23:00 – 1-24 (D+1)
D 2 24 23:00 0:00 – 2-24 (D+1)
D+1 3 1 0:00 1:00 – 3-24 (D)
D+1 4 2 1:00 1:50 4 Recepción de ofertas para la subasta MI4
(Periodos 5-24 día D). 4-24 (D)
D+1 4 2 1:50 2:00 4 Casación del MI4. 4 (D) 5-24 (D)
D+1 5 3 2:00 3:00 – 5-24 (D)
D+1 6 4 3:00 4:00 – 6-24 (D)
D+1 7 5 4:00 4:50 5 Recepción de ofertas para la subasta MI5
(Periodos 8-24 día D). 7-24 (D)
D+1 7 5 4:50 5:00 5 Casación del MI5. 7 (D) 8-24 (D)
D+1 8 6 5:00 6:00 – 8-24 (D)
D+1 9 7 6:00 7:00 – 9-24 (D)
D+1 10 8 7:00 8:00 – 10-24 (D)
D+1 11 9 8:00 9:00 – 11-24 (D)
D+1 12 10 9:00 9:50 6 Recepción de ofertas para la subasta MI6
(Periodos 13-24 día D). 12-24 (D)
D+1 12 10 9:50 10:00 6 Casación del MI6. 12(D) 13-24 (D)
* Ronda del continuo: Periodo que se negocia por última vez en el mercado continuo.
Horario Subasta MIBEL Mercado Continuo (XBID)
Día Ronda*
del continuo Periodo Hora inicio
de periodo
Hora fin
de periodo
N.º
subasta
Periodos de negociación incluidos
en horizonte de la subasta
Periodos
de negociación
abiertos
PRODUCTO
HORARIO
Periodos
de negociación
cerrados
PRODUCTO
HORARIO
D+1 13 11 10:00 11:00 – 13-24 (D)
D+1 14 12 11:00 12:00 – 14-24 (D)
D+1 15 13 12:00 13:00 – 15-24 (D)
D+1 16 14 13:00 14:00 – 16-24 (D)
D+1 17 15 14:00 15:00 1 Recepción de ofertas para la subasta MI1
(Periodos 1-24 día D+2) 17-24 (D)
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Horario Subasta MIBEL Mercado Continuo (XBID)
Día Ronda*
del continuo Periodo Hora inicio
de periodo
Hora fin
de periodo
N.º
subasta
Periodos de negociación incluidos
en horizonte de la subasta
Periodos
de negociación
abiertos
PRODUCTO
HORARIO
Periodos
de negociación
cerrados
PRODUCTO
HORARIO
D+1 18 16 15:00 15:10 1 Casación del MI1 18-24 (D)
D+1 18 16 15:10 16:00 – 18-24 (D)
1-24 (D+1)**
... … … … … … … …
*Ronda del continuo: Periodo que se negocia por última vez en el mercado continuo.
**Los periodos 1-24 del D+1 se abren a negociación continua (Gate Opening Time) a las 15:00 del día D en curso.
Figura 2
3. Condiciones a la ejecución de ofertas en el mercado intradiario continuo.
Las ofertas al mercado continuo podrán ser de Compra (BID) o Venta (ASK), con
diferentes tipos de condiciones de ejecución o validez seleccionables por el agente.
Las ofertas de compra y venta en el mercado intradiario continuo se clasificarán
según las diferentes condiciones de ejecución a las que estén sometidas.
Por defecto, las ofertas no tendrán seleccionada ninguna condición. En el caso de
que un agente de mercado desee enviar una oferta con condiciones tendrá que indiciarlo
en el momento de ofertar, rellenado los campos adecuados a tal efecto.
3.1 None (NON).
Las ofertas «None» tendrán de las siguientes características:
– Cantidad de producto a comprar o vender, así como el precio solicitado.
– Admitirán la posibilidad de casación inmediata o parcial.
– La cantidad no casada permanecerá en el Libro de Ofertas al precio incluido en la
oferta.
– En cuanto a la validez temporal, serán válidas exclusivamente para el contrato al
que hacen referencia, cancelándose en caso de que no sea casada en el cierre de dicho
contrato.
– Una oferta o la oferta parcial que permanezca en el Libro de Ofertas tras una
casación parcial, podrá ser modificada o cancelada mientras el contrato al que se
presentó esté en un estado que permita el envío de ofertas (TRADE) para el mismo
producto.
3.2 Immediate or Cancel (IOC).
Las ofertas «Immediate or Cancel», tendrán las siguientes características:
– Incluirán únicamente la cantidad de producto a comprar o vender en un
determinado contrato y precio solicitado.
– Casarán contra las ofertas más competitivas en sentido contrario existentes en el
Libro de Ofertas, independientemente de su precio.
– El precio de la transacción será el de la(s) oferta(s) con las que case
(preexistentes).
– Admitirán la posibilidad de casación parcial.
– La cantidad no casada será eliminada y no permanecerá en el Libro de Ofertas.
– Se ejecutarán en el momento de introducción, nunca permanecerán, por lo que,
además, no hay posibilidad de ser modificadas o canceladas por el agente.
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3.3 Fill or Kill (FOK).
Las ofertas «Fill or Kill», tienen las siguientes características:
– Incluirán la cantidad de producto a comprar o vender en un determinado contrato,
así como el precio solicitado.
– Casarán con las ofertas más competitivas en sentido contrario existentes en el
Libro de Ofertas, en caso de que los precios sean aceptables.
– No admitirán la posibilidad de casación parcial, si la oferta no es casada en su
totalidad, la oferta será eliminada de forma completa.
– Se ejecutarán en el momento de introducción, nunca permanecerán, por lo que,
además, no hay posibilidad de ser modificadas o canceladas por el agente.
3.4 Iceberg.
Las ofertas «Iceberg», tendrán las siguientes características:
– Incluirán la cantidad total de producto a comprar o vender en un determinado
contrato, la parte reducida de esa cantidad que el agente desea mostrar en el Libro de
Ofertas, así como el precio solicitado.
– En el Libro de Ofertas únicamente se mostrarán al resto de agentes de mercado
una parte reducida de la cantidad total y el precio solicitado.
– Al introducir una oferta «Iceberg» con un precio no competitivo, dicha oferta se
incluirá en el Libro de Ofertas, mostrando la parte reducida de la cantidad total y el precio
especificados. El agente que introdujo la oferta podrá ver, adicionalmente, la cantidad
total de dicha oferta.
– Cuando la parte reducida visible de la oferta sea casada en su totalidad, se
generará de forma automática una nueva oferta en el Libro de Ofertas, siendo la
cantidad, la parte reducida de la cantidad total, y el precio, el especificado cuando se
introdujo la oferta «Iceberg».
– Cuando se introduzca una oferta «Iceberg» con un precio competitivo, la cantidad
a considerar será la cantidad total de la oferta «Iceberg», registrando una transacción por
cada oferta contraria con la que case. Adicionalmente, si no casara la cantidad total, la
cantidad visible que aparecerá en el Libro de Ofertas, será como máximo la parte
reducida especificada al crear la oferta, aunque la cantidad casada no haya sido múltiplo
de dicha parte reducida.
– Si, existiendo una oferta «Iceberg» en el Libro de Ofertas, llegara una oferta
contraria con un precio competitivo y una cantidad superior a la cantidad visible de la
oferta «Iceberg», se llevarán a cabo transacciones diferentes por cada instanciación de
la oferta «Iceberg», cada una con su tiempo de creación. La cantidad visible de la oferta
«Iceberg» en el Libro de Ofertas, será la cantidad que haya quedado sin casar tras la
última instanciación.
– Adicionalmente a las validaciones recogidas en la Regla de »Validación de
Ofertas» del mercado intradiario continuo, se comprobará que la parte reducida que se
quiere mostrar de la oferta sea menor o igual que la cantidad total del producto ofertada.
– Admitirán la posibilidad de ser canceladas en los momentos en que se permite la
cancelación de ofertas por la parte no casada.
3.4.1 Ofertas iceberg con incremental de precio.
Opcionalmente, las órdenes «Iceberg» se podrán introducir con un incremental de
precio. En caso de introducirse, cada nueva instanciación tendrá un nuevo precio, que
será calculado como el precio de la instanciación anterior más el incremental de precio.
Las órdenes «Iceberg» de adquisición solo pueden introducirse con un incremental
de precio negativo, mientras que las órdenes de venta sólo pueden introducirse con un
incremental de precio positivo.
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4. Condiciones a la validez de ofertas.
Las condiciones a la validez, en caso de ser especificadas, indican el horizonte
temporal para el que la oferta de venta o adquisición presentada por un agente de
mercado para un determinado contrato es válida.
4.1 Good-For-Session (GFS).
Las ofertas marcadas con dicha restricción serán válidas hasta el cierre de la
negociación del contrato al que se presentaron. Por defecto, todas las ofertas tendrán
seleccionada esta restricción.
4.2 Good-Till-Date (GTD).
Dicha restricción, hará que la oferta presentada sea únicamente válida hasta un
cierto momento establecido por el agente durante la creación de la oferta, dicho
momento será siempre anterior al cierre de la negociación del contrato
5. Condiciones de las Cestas de Ofertas (Basket Orders).
Los agentes de mercado podrán seleccionar condiciones a la Cesta de Ofertas que
afectarán a todas las ofertas dentro de la cesta.
5.1 None.
Las ofertas de la cesta se enviarán a la vez, al mismo o diferentes contratos, pero sin
relación entre ellas. Unas podrán ser aceptadas y casadas y otras no, permaneciendo en
el Libro de Ofertas si las condiciones de dicha oferta lo permiten.
5.2 Valid.
Las ofertas de la cesta se enviarán a la vez, al mismo o diferentes contratos, pero
deberán ser todas aceptadas como válidas. Si alguna de las ofertas incluidas en la cesta
es declarada no válida, no se tendrá en cuenta el resto puesto que serán todas
rechazadas.
5.3 Linked Orders.
Las órdenes de la cesta se enviarán a la vez, al mismo o diferentes contratos, pero la
aceptación de una casación de una oferta para un contrato estará enlazada a la casación
de las otras ofertas de la cesta en otros contratos, siendo casadas todas o ninguna de
las ofertas enviadas. Como consecuencia, una cesta enlazada siempre incluirá la
restricción a la ejecución FOK para cada una de las ofertas incluidas en la cesta.
6. Hora límite de aplicación de indisponibilidades y limitaciones para el mercado
intradiario continuo.
La hora límite de aplicación de las indisponibilidades y limitaciones para el mercado
intradiario continuo a efectos de validación de una oferta enviada en una ronda, será de
cinco (5) minutos antes del inicio de la misma.
ANEXO 2
Límites de precios de las ofertas y umbrales de notificación y de precio
1. Límites de precio de oferta máximos y mínimos armonizados para el mercado
diario.
y la metodología Harmonised Maximum and Minimum clearing prices for single day-
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ahead coupling aprobada por ACER y sus modificaciones, se establecen unos límites
máximos y mínimos de precio para el mercado diario en la zona MIBEL (España y
Portugal), que se encuentran armonizados a nivel europeo.
Los límites de precio podrán ser consultados en el web de agentes (consulta
«Mercado Diario > Ofertas > Precios límite») y en el web público (página «Mercado Spot
> Mercado de electricidad») del operador del mercado.
Estos límites de precio podrán ser revisados y actualizados conforme a la
metodología anteriormente citada.
2. Umbrales de notificación de precio de oferta para el mercado diario.
Se establece un umbral de notificación de precio máximo y uno de precio mínimo
para las ofertas del mercado diario en la zona MIBEL (España y Portugal).
Los umbrales podrán ser consultados en la web de agentes (consulta «Mercado
diario > Ofertas > Precios límite») y en el web público (página «Mercado Spot > Mercado
de electricidad») del operador del mercado.
Estos umbrales de notificación podrán ser modificados por el operador del mercado
mediante instrucción, previa comunicación a la CNMC.
3. Límites de precio de oferta máximos y mínimos armonizados para el mercado
intradiario de subastas y mercado intradiario continuo
De acuerdo con el artículo 10 del Reglamento (UE) 2019/943 de 5 de junio de 2019 y
la metodología Harmonised Maximum and mínimum clearing prices for single intraday
coupling aprobada por ACER y sus modificaciones, se establecen unos límites máximos
y mínimos de precio para los mercados intradiarios en la zona MIBEL (España y
Portugal), que se encuentran armonizados a nivel europeo.
Los límites de precio podrán ser consultados en el web de agentes (consulta
«Mercado Intradiario > Ofertas > Precios límite» y «Mercado Continuo > Ordenes >
Precios límite») y en el web público (página «Mercado Spot > Mercado de electricidad»)
del operador del mercado.
Estos límites de precio podrán ser revisados y actualizados conforme a la
metodología anteriormente citada.
4. Umbrales de notificación de precio de oferta para el mercado intradiario de
subastas y mercado intradiario continuo.
Se establece un umbral de notificación de precio máximo y uno de precio mínimo
para las ofertas del mercado intradiario de subastas en la zona MIBEL (España y
Portugal), y un umbral de notificación de precio máximo y uno de precio mínimo para las
ofertas del mercado intradiario continuo en la zona MIBEL (España y Portugal).
Los umbrales podrán ser consultados en el web de agentes (consulta «Mercado
Intradiario > Ofertas > Precios límite» y «Mercado Continuo > Ordenes > Precios límite») y en
el web público (página «Mercado Spot > Mercado de electricidad») del operador del mercado.
Estos umbrales de notificación podrán ser revisados y modificados por el operador
del mercado mediante instrucción, previa comunicación a la CNMC.
5. Umbrales de precio definidos por los operadores de mercado para la realización
de una Segunda Casación o «Second Auction».
Conforme a los procedimientos de operación a nivel europeo, si como resultado de la
casación del mercado diario el precio de alguna hora en cualquiera de las zonas de
precio del mercado ibérico (España o Portugal), está por encima o por debajo de los
umbrales de precio establecidos en este capítulo para justificar la realización de la
denominada a nivel europeo como Segunda Casación o «Second Auction», el operador
del mercado ibérico informará a todos los agentes, mediante un mensaje en la web de
agentes, de dicha situación y del lanzamiento de una Segunda Casación con
acoplamiento europeo, o del inglés «Second Auction».
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Los umbrales de precio armonizados a nivel europeo que inician el proceso de esta
Segunda Casación o «Second Auction» para la zona española y portuguesa podrán ser
consultados en el web de agentes (consulta «Mercado Diario > Ofertas > Precios límite»)
y en el web público (página «Mercado Spot > Mercado de electricidad») del operador del
mercado.
En caso de la realización de esta Segunda Casación, el operador del mercado
ibérico abrirá un nuevo periodo extraordinario de recepción de ofertas a la
correspondiente sesión del mercado diario durante el tiempo establecido en los
procedimientos de operación a nivel europeo, y será comunicado a los agentes de
mercado mediante un mensaje en el web de agentes.
Las ofertas insertadas como válidas de forma previa a este periodo extraordinario y
que no sean modificadas ni canceladas durante el mismo, permanecerán válidas y sin
cambios de cara a esta Segunda Casación. Aquellos agentes que decidan enviar nuevas
ofertas durante este periodo deberán tener en cuenta que los precios de las nuevas
ofertas presentadas, deberán estar dentro de los umbrales de precio armonizados a nivel
europeo para cada zona de precio MIBEL, en otro caso, serán rechazadas.
Posteriormente al cierre de recepción de ofertas, se realizará un segundo cálculo de
la casación del mercado diario, cuyos resultados reemplazarán a los obtenidos en la
primera casación.
El resultado de esta Segunda Casación se realizará dentro del acoplamiento de
mercados único diario a nivel europeo y, por tanto, afectará a ambas zonas de precio
MIBEL (España y Portugal).
Si como resultado de esta Segunda Casación o «Second Auction» se volviera a
repetir la situación en que, para alguna hora de alguna de las zonas de precio, se
superase de nuevo (por encima o por debajo) los umbrales de precio positivo o negativo
definidos anteriormente, no se volverá a repetir la casación, considerándose como
válidos estos segundos resultados.
En una situación previamente declarada de desacoplamiento parcial o total en el
acoplamiento diario de mercados, no se realizará una segunda casación o «Second
Auction» como la descrita en este apartado.
Las disposiciones de la presente Regla reflejan el contenido de los actuales
procedimientos de operación a nivel europeo. En caso de modificación de dicho
contenido prevalecerá siempre lo dispuesto en tales procedimientos de operación
europeos hasta que se produzca la preceptiva actualización de los términos de este
Anexo a efectos de recoger la correspondiente modificación. En el momento de que se
produzca dicha modificación en los procedimientos de operación europeos, será
comunicada a los agentes de mercado.
ANEXO 3
Contrato de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e
intradiario de electricidad
De una parte OMI-Polo Español, SA (OMIE).
De otra parte el Agente del Mercado, que se identifica a continuación:
Identificación del Agente del Mercado
1. Nombre o denominación social: ..............................................................................
2. CIF: ..........................................................................................................................
3. Domicilio: .................................................................................................................
4. Representación: D. ................................................................................................,
en representación de .............................................................., en virtud de poderes y
facultades que expresamente declara válidos, suficientes, vigentes y no revocados.
5. Carácter: (Titular de Unidades de Producción/Comercializador/Consumidor
Directo en Mercado/Representante).
BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 53 Viernes 3 de marzo de 2023 Sec. I. Pág. 31786
cve: BOE-A-2023-5582
Verificable en https://www.boe.es
6. Relación de unidades de producción: (Solamente aplicable para titulares de
unidades de producción).
EXPONEN
Las partes supradichas, al amparo de lo dispuesto en los artículos 28 y 29 de la
Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y del artículo 7.1.a) del Real
Decreto 2019/1997, por el que se organiza y regula el Mercado de Producción de energía
eléctrica acuerdan suscribir el siguiente contrato de adhesión con arreglo a las siguientes
CLÁUSULAS
Primera. Objeto del contrato: aceptación y adhesión a las reglas de funcionamiento del
mercado.
Es objeto del presente contrato la adhesión del Agente del Mercado referido
anteriormente a las Reglas de Funcionamiento del Mercado.
El Agente en el Mercado declara conocer y aceptar libre, irrevocable e incondicionalmente
las Reglas de Funcionamiento del Mercado, así como todos sus términos y condiciones, se
compromete a cumplirlas sin reservas, restricciones ni condicionamientos.
En particular, y sin perjuicio de las demás obligaciones que, en su caso,
correspondan al Agente del Mercado conforme a lo establecido en la normativa
aplicable, el Agente del Mercado declara conocer expresamente y se compromete al
cumplimiento de lo establecido en materia de garantías que deben prestar quienes
realicen adquisiciones de energía eléctrica y la ejecución de las mismas; las
características de las ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica; el formato y los
medios de comunicación de las ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica; la
determinación del método de casación de ofertas de venta y adquisición de energía
eléctrica, todo ello en los Mercados diario e intradiarios; y la determinación del precio
final de la energía eléctrica, su liquidación y pago, así como las correspondientes
obligaciones administrativas y fiscales que se deriven de su participación en el Mercado.
Segunda. Confidencialidad.
El Agente del Mercado y el Operador del Mercado se obligan a observar
confidencialidad respecto de aquellas informaciones que tengan tal carácter y a las que
hayan podido tener acceso como consecuencia de su participación en el Mercado en los
términos y con el alcance recogido en las correspondientes Reglas del Mercado.
Tercera. Legislación y jurisdiccion aplicable.
Serán de aplicación al presente contrato de adhesión las Leyes españolas. Las
partes acuerdan someter cualesquiera diferencias entre las mismas a los Juzgados y
Tribunales de la ciudad de Madrid, con renuncia a cualquier otro juez o tribunal que
pudiera resultar competente.
Aceptación por OMI-Polo Español, SA (OMIE), de la adhesión del Agente del
Mercado descrito en el encabezamiento de este documento al presente Contrato y a las
Reglas de Funcionamiento del Mercado.
OMI-Polo Español, SA (OMIE), domiciliado en la calle Alfonso XI, número 6, 28014
Madrid, acepta la adhesión que formula el Agente del Mercado identificado en el
encabezamiento de este documento a las Reglas de Funcionamiento del Mercado, en
los términos y condiciones expresados en el presente contrato de adhesión.
.............................................., ......... de .................................... de 202......
El Agente del Mercado OMI-Polo Español (OMIE)
BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 53 Viernes 3 de marzo de 2023 Sec. I. Pág. 31787
cve: BOE-A-2023-5582
Verificable en https://www.boe.es
https://www.boe.es BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO D. L.: M-1/1958 - ISSN: 0212-033X
