Resolución DCOOR/DE/008/21 de Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, 17-03-2022

Número de expedienteDCOOR/DE/008/21
Fecha17 Marzo 2022
Actividad EconómicaEnergía
III. OTRAS DISPOSICIONES
COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS
Y LA COMPETENCIA
4969 Resolución de 17 de marzo de 2022, de la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia, por la que se aprueban los procedimientos de
operación adaptados a la programación cuarto-horaria de la operación del
sistema eléctrico peninsular español.
De acuerdo con la función establecida en el artículo 7.1.c) de la Ley 3/2013, de 4 de
junio, de creación de la CNMC, la Sala de la Supervisión Regulatoria, resuelve:
Tabla de contenido
Antecedentes de hecho.
Fundamentos de Derecho.
Primero. Habilitación competencial para aprobar estos procedimientos.
Segundo. Síntesis de la adaptación que se aprueba mediante la presente
resolución.
Segundo.1 Cambios motivados por la implantación de la programación cuarto-
horaria.
Segundo.2 Cambios adicionales introducidos por la CNMC: configuración de las
unidades de gestión hidráulica.
Tercero. Resultado del trámite de audiencia e información pública.
Cuarto. Consideración adicional sobre la banda de regulación secundaria.
Resuelve.
Anexo: Procedimientos de operación.
P.O.1.5 Establecimiento de la reserva para la regulación frecuencia-potencia.
P.O.3.1 Proceso de programación.
P.O.3.2 Restricciones técnicas.
P.O.3.3 Activación de energías de balance procedentes del producto de reserva de
sustitución (RR).
P.O.7.2 Regulación secundaria.
P.O.7.3 Regulación terciaria.
P.O.9.1 Intercambios de información relativos al proceso de programación.
P.O.14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del
sistema.
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
de establecer, mediante circular, las metodologías relativas a la prestación de servicios
de balance y de no frecuencia del sistema eléctrico que, desde el punto de vista de
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menor coste, de manera justa y no discriminatoria proporcionen incentivos adecuados
para que los usuarios de la red equilibren su producción y consumo.
En fecha 2 de diciembre de 2019, se publicó en el «Boletín Oficial del Estado» la
Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la
Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento
del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema.
La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador del sistema eléctrico
deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea.
Asimismo, en su artículo 19, establece que el operador del sistema será responsable de
la gestión de los mercados de servicios de balance prestados por los proveedores de
estos servicios para garantizar el adecuado equilibrio entre la generación y la demanda,
y la seguridad y la calidad del suministro eléctrico. También según este mismo artículo
será responsable el operador del sistema eléctrico de la liquidación a los proveedores de
los volúmenes activados de energía de balance, la liquidación de los intercambios de
energía con otros operadores, así como de la liquidación de los desvíos a cada sujeto de
liquidación responsable del balance. Todo ello, según lo dispuesto en el Reglamento
(UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece
una directriz sobre el balance eléctrico.
Segundo.
El artículo 20 del Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre
de 2017, por el que se establece una Directriz sobre el balance eléctrico (en adelante,
Reglamento EB), prevé la creación de una plataforma europea para el intercambio de
energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con
activación manual (mFRR por sus siglas en inglés).
La Agencia para la cooperación de los reguladores energéticos (ACER) aprobó el
marco para la implementación de la plataforma mFRR (MARI) mediante Decisión
número 03/2020 de 24 de enero de 2020. Entre otras cosas, este marco establece una
unidad de tiempo de 15 minutos para el producto mFRR, lo que significa que en la
plataforma mFRR se negociará producto cuarto-horario. Dado que este producto
sustituirá a la actual regulación terciaria del sistema eléctrico español, resulta necesario
adaptar los sistemas a una programación cuarto-horaria en el ámbito del balance
eléctrico antes de la conexión del sistema español a la plataforma mFRR.
Adicionalmente, la Agencia para la cooperación de los reguladores energéticos
(ACER) aprobó la Metodología para determinar los precios de las energías de balance
que resultan de la activación de ofertas de energía de balance, mediante Decisión
número 01/2020 de 24 de enero de 2020.
Por otra parte, el Reglamento EB también prevé la implantación de un periodo de
liquidación de los desvíos (ISP) de 15 minutos en todas las zonas de programación, a
más tardar, el 1 de enero de 2025. Igualmente, en paralelo con la reducción del ISP, los
mercados diario e intradiario de energía deberán evolucionar hacia una programación
cuarto-horaria en los próximos años. Por lo que finalmente toda la programación eléctrica
se llevará a cabo en unidades cuarto-horarias.
El plazo legal para que cada gestor de la red de transporte (GRT) se conecte a la
plataforma MARI es de treinta meses tras la aprobación del marco correspondiente, esto
es, hasta el 24 de julio de 2022. Sin perjuicio de que la autoridad reguladora nacional
pueda conceder una excepción temporal de hasta veinticuatro meses, en virtud del
artículo 62 del Reglamento EB.
Tercero.
La implantación del Reglamento EB requiere una reforma profunda del mercado de
balance español. La planificación de dicha reforma, así como de otros aspectos relativos
al mercado interior de la energía, está recogida en una Hoja de Ruta (Hoja de Ruta MIE
del sistema eléctrico peninsular español), elaborada por el operador del sistema en
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coordinación con todos los sujetos interesados a través de webinares y consultas
públicas. Esta hoja de ruta se revisa periódicamente y es pública a través de la web del
operador del sistema.
La Hoja de Ruta MIE contempla el desarrollo del proyecto Programación QH, que
tiene por objeto la adaptación de sistemas y procesos para la implantación de la
programación cuarto-horaria. En la actualización de la Hoja de Ruta MIE publicada por
REE el 11 de noviembre de 2021, se prevé el 24 de mayo de 2022 como fecha para la
implantación de la programación cuarto-horaria, pero esto requiere la modificación previa
de varios procedimientos de operación del sistema.
Cuarto.
Con fecha 5 de julio de 2021 tuvo entrada en la CNMC la propuesta de REE de
modificación de los procedimientos de operación para la implantación de la
programación cuarto-horaria en la operación del sistema eléctrico peninsular español, al
objeto de introducir en los procedimientos los cambios necesarios para adaptar los
procesos e intercambios de información.
En concreto, se adjuntaban los siguientes procedimientos de operación:
P.O. 1.5 Establecimiento de la reserva para la regulación frecuencia-potencia.
P.O. 3.1 Proceso de programación.
P.O. 3.2 Restricciones técnicas.
P.O. 3.3 Activación de energías de balance procedentes del producto de reserva de
sustitución (RR).
P.O. 7.2 Regulación secundaria.
P.O. 7.3 Regulación terciaria.
P.O. 9.1 Intercambios de información relativos al proceso de programación.
P.O. 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del
sistema.
La propuesta había sido previamente sometida a consulta pública por el operador del
sistema, a través de su página web, entre el 5 de abril y el 7 de mayo de 2021. Así como
presentada y debatida en varios webinares organizados por dicho operador (29 de
octubre de 2019, 22 de junio de 2020, 21 de octubre de 2020 y 13 de abril de 2021). El
escrito se acompañó de un informe justificativo de los cambios incorporados en el texto
de los procedimientos, así como de los comentarios de los sujetos interesados.
Quinto.
Mediante Resolución de 16 de septiembre de 2021, esta Comisión aprobó una parte de
la propuesta. En concreto, se añadieron unos apartados y se modificaron otros de los
procedimientos de operación 3.3 y 14.4, al objeto de incorporar un mecanismo de
salvaguarda en caso de anomalías en el servicio de reserva de sustitución. Esta parte de la
propuesta se tramitó con antelación para poder regularizar, antes de la Liquidación Final
Definitiva correspondiente, la situación de precios elevados que se registró el 11 de
diciembre de 2020 en la plataforma RR, los cuales no estaban justificados por el normal
funcionamiento del mercado, sino que se originaron a consecuencia de un fallo de sistemas.
El resto de los cambios necesarios para la implantación de la programación cuarto-
horaria se adoptan por la presente Resolución.
Sexto.
Con fecha 15 de octubre de 2021, 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 los
procedimientos de operación adaptados a la programación cuarto-horaria de la
operación del sistema eléctrico peninsular español». Asimismo, en esa misma fecha, en
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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 hasta el 16 de noviembre de 2021.
Séptimo.
Con fecha 15 de octubre de 2021, se remitió la propuesta de resolución a la
Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al
respecto.
Fundamentos de Derecho
Primero. Habilitación competencial para aprobar estos procedimientos.
El artículo 5.4.c) del Reglamento (UE) 2017/2195 atribuye a la autoridad reguladora
nacional de cada Estado miembro la aprobación de las condiciones relativas al balance.
Por su parte, el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, habilita a la
CNMC para dictar actos de ejecución y aplicación de las circulares, que habrán de
publicarse en el BOE.
La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador del sistema deberá
elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea, entre
otros, en lo relativo a la prestación de servicios de balance en el sistema eléctrico.
Al amparo de esas competencias, y teniendo en cuenta las circunstancias de hecho
previamente expuestas, la CNMC considera conveniente modificar los procedimientos de
operación PO 1.5, PO 3.1, PO 3.2, PO 3.3, PO 7.2, PO 7.3, PO 9.1 y PO 14.4, al objeto
de introducir los cambios necesarios para adaptar los procesos e intercambios de
información a la programación cuarto-horaria.
Segundo. Síntesis de la adaptación que se aprueba mediante la presente resolución.
La presente resolución modifica los siguientes procedimientos de operación del
sistema:
P.O.1.5 Establecimiento de la reserva para la regulación frecuencia-potencia.
P.O.3.1 Proceso de programación.
P.O.3.2 Restricciones técnicas.
P.O.3.3 Activación de energías de balance procedentes del producto de reserva de
sustitución (RR).
P.O.7.2 Regulación secundaria.
P.O.7.3 Regulación terciaria.
P.O.9.1 Intercambios de información relativos al proceso de programación.
P.O.14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del
sistema.
Segundo.1 Cambios motivados por la implantación de la programación cuarto-
horaria.
Se indican a continuación los principales cambios introducidos por la propuesta del
operador del sistema en cada uno de los procedimientos:
El PO1.5 Establecimiento de la reserva para la regulación frecuencia-potencia tiene
por objeto la determinación de los niveles de reserva necesaria para la regulación
frecuencia-potencia, tales que permitan al operador del sistema hacer frente a los
desequilibrios entre la generación y el consumo. Mediante la presente resolución, se
modifica la nomenclatura del procedimiento, evitando la referencia a la programación
horaria en todos aquellos procesos que pasarán a ser cuarto-horarios. Adicionalmente,
se modifican distintos apartados, como el ámbito de aplicación, para reflejar
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correctamente la participación de la demanda y el almacenamiento en los servicios de
balance del sistema, así como algunas mejoras de redacción.
El PO3.1 Proceso de programación tiene por objeto establecer el proceso de
programación diaria, intradiaria y de tiempo real de las unidades de programación del
sistema eléctrico peninsular español. Se introducen los siguientes cambios:
– Se prevé que los programas PDBF, PDVP, PHF y PHFC sean publicados con ambas
resoluciones horaria y cuarto-horaria, mientras que el P48 se publicará únicamente con
resolución de 15 minutos. Esto es necesario para garantizar la flexibilidad y compatibilidad de
la programación de todos los procesos, al menos hasta que se introduzcan productos cuarto-
horarios en los mercados de energía (diario e intradiario).
– Se establece el periodo cuarto-horario para las asignaciones y redespachos
correspondientes a los servicios de ajuste del sistema. Aunque los redespachos por
restricciones técnicas en el horizonte diario de un mismo periodo horario presentarán el
mismo valor hasta que se introduzcan productos cuarto-horarios en los mercados de energía.
– Se ajustan los procesos de solicitud de reducción de banda de regulación
secundaria y de asignación de terciaria programada a una asignación en 96 ventanas.
– Se posibilita realizar cambios de programa (internal trades) de duración cuarto-
horaria en el periodo horario que ya no se pueda negociar en el mercado intradiario.
– Se introducen varias mejoras en la redacción. Entre ellas, se cambia la mención
«localización geográfica específica» por «localización eléctrica específica y unívoca»,
para contemplar la posibilidad de que diversas instalaciones compartiendo localización
geográfica pueden tener conexiones a distintos nudos o niveles de tensión de la red. Se
elimina la definición de «restricción técnica», ya contemplada en el PO3.2.
– Por último, se elimina del anexo I la posibilidad de establecer un mecanismo de
gestión de congestiones con Andorra.
El PO3.2 Restricciones técnicas tiene por objeto regular el proceso para la solución
de las restricciones técnicas identificadas en el Programa Diario Base de
Funcionamiento (PDBF) del sistema eléctrico peninsular español, así como durante la
operación en tiempo real. Además de introducir textos aclaratorios y adaptar la
terminología a la coexistencia de mercados con periodos horarios y cuarto-horarios, se
incorporan los siguientes cambios:
– Se contempla el uso de la telemedida integrada en 15 minutos mientras no se
disponga de medida de contador cuarto-horaria para la verificación del cumplimiento de
la energía programada en el proceso de solución de restricciones técnicas en tiempo real
(los arranques de grupos térmicos y su tipo se seguirán verificando en base a la medida
horaria de energía).
– Se adapta el término de capacidad máxima a lo establecido en el
Real Decreto 647/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la
implementación de los códigos de red de conexión de determinadas instalaciones
eléctricas y para recoger las novedades introducidas por el Real Decreto 1183/2020 de
acceso y conexión a las redes de transporte y distribución eléctricas.
El PO3.3 Activación de energías de balance procedentes del producto de reserva
de sustitución (RR) tiene por objeto la aplicación en el sistema eléctrico peninsular
español del proceso europeo de activación e intercambio de energías de balance
correspondientes al producto de reservas de sustitución. Se modifica lo siguiente:
– Se adapta el texto del procedimiento al proceso de programación cuarto-horario
mediante la introducción de productos de energía con periodo de validez de 15, 30, 45
y 60 minutos, y envío de necesidades cuarto-horarias.
– Se elimina la limitación temporal que obligaba a utilizar únicamente aquellos tipos
de oferta del producto RR que fueran compatibles con la asignación de ofertas para
periodos horarios completos.
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– Se incorpora una precisión para contemplar que, con carácter excepcional,
algunas de las ofertas de energía activadas por la plataforma europea de energía RR
podrán ser valoradas, en el periodo cuarto-horario correspondiente, al precio al que ha
sido ofertada dicha energía, debido a la aplicación de redondeos en el proceso de
determinación del precio marginal, realizado por dicha plataforma.
– Se contempla el uso de la telemedida integrada en 15 minutos mientras no se
disponga de medida de contador cuarto-horaria para la verificación del cumplimiento
conjunto de la prestación de los servicios de regulación terciaria y RR.
– Se eliminan las referencias directas a apartados o artículos de otros
procedimientos de operación y a las condiciones relativas al balance, al objeto de
garantizar la consistencia con futuras revisiones de dichos textos.
– Se crean dos apartados independientes en el anexo I al objeto de incluir
información más detallada en el PO; el primero refleja las principales características del
producto RR y el segundo los criterios de validación de las ofertas.
– Se traslada el texto correspondiente a las validaciones de las ofertas de RR
realizadas con carácter previo a su envío a la plataforma europea de RR del
apartado 9.2 al apartado 2.2 del anexo I por armonización con la estructura del PO 7.3.
Se incluyen asimismo en el apartado 2.1 del anexo I las validaciones aplicadas a las
ofertas de energías de balance del producto RR que son realizadas en el momento de
recepción de las mismas.
– Se incorpora en el apartado 2.1 del anexo I el número máximo de bloques
permitidos para cada unidad de programación habilitada en RR, tal y como había sido
solicitado por un participante en el mercado, dato anteriormente reflejado únicamente en
el documento técnico de información intercambiada entre el OS y los participantes en el
mercado.
– Se añade en el apartado 10 de este PO y en el anexo IV del 14.4 un texto para
establecer un proceso de comunicación de incidencias sobre el valor de la integral de la
telemedida, similar al contemplado en el PO 10.5 sobre incidencia de medida de energía.
El PO7.2 Regulación secundaria tiene por objeto reglamentar el funcionamiento del
servicio de balance de regulación secundaria del sistema eléctrico peninsular español.
Los cambios introducidos en este procedimiento se centran en los siguientes aspectos:
– Se establece que todos los procesos del servicio de regulación secundaria se
realizarán por periodos cuarto-horarios, para lo que se modifican los anexos I y II.
– Se modifica la determinación actual del precio de la energía de regulación
secundaria, proponiendo que se calcule conforme a la escalera de regulación terciaria,
teniendo en cuenta tanto las ofertas de regulación terciaria de tipo programado, como las
de tipo directo, considerándolas todas ellas como divisibles y dejando sin efecto las
condiciones ligadas entre periodos cuarto-horarios.
– Se eliminan las referencias directas a apartados o artículos de otros
procedimientos de operación y a las condiciones relativas al balance, al objeto de
garantizar la consistencia con futuras revisiones de dichos textos.
– En el apartado 6 se incluye el compromiso del OS de publicar requerimientos
cuarto-horarios de banda de secundaria, con igual valor dentro de cada hora, al menos
hasta que en los mercados de energía se permita la negociación de productos cuarto-
horarios. Asimismo, se incluye la aplicación de una validación a las ofertas cuarto-
horarias presentadas al mercado de banda de regulación secundaria, al objeto de
controlar que el valor de sus energías y precios son iguales en todos los periodos cuarto-
horarios de cada hora.
El PO7.3 Regulación terciaria tiene por objeto reglamentar el servicio de regulación
terciaria del sistema eléctrico peninsular español. Los cambios introducidos en este
procedimiento de operación modifican profundamente el actual servicio de regulación
terciaria, y están basados en el diseño y futuro funcionamiento de la plataforma europea
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de balance mFRR prevista en el Reglamento EB. Dichos cambios pueden sintetizarse
como sigue:
– Se distinguen dos tipos de asignaciones:
• Asignación programada realizada 15 min antes del periodo de entrega cuarto-
horario (96 gates).
• Asignación directa, realizada en cualquier momento, para el periodo de entrega
correspondiente y el siguiente (duración variable entre 16 y 30 min).
– Se adapta la oferta actual de terciaria a las modalidades previstas en el marco
para la creación de la plataforma mFRR (proyecto MARI): posibilidad de envío para los
participantes del mercado proveedores del servicio de ofertas simples (divisibles/
indivisibles/completamente divisibles) o con condiciones ligadas entre periodos cuarto-
horarios.
– Se permite a los proveedores elegir si su oferta está disponible para activaciones
directas (en cuyo caso podría ser activada en asignaciones directas y programadas) o
sólo para activaciones programadas.
– Se incluye el precio marginal diferenciado para activaciones programadas y
directas, conforme a los criterios establecidos en el proyecto europeo MARI (marco para
la creación de la plataforma mFRR y metodología para la determinación de los precios
de las energías de balance).
• Precio marginal de activación programada para cada periodo cuarto-horario (QH).
• Precios marginales de activaciones directas, en función del periodo QH:
Precio marginal
activaciones
directas
Periodo de programación
correspondiente al inicio de la activación
directa (QH0)
Periodo de programación
correspondiente al fin de la activación
directa (QH1)
Activaciones a
subir.
Máximo precio de las asignaciones
directas a subir realizadas en QH0 y
de la asignación programada a subir
realizada en QH0.
Máximo precio de las asignaciones
directas a subir en QH0 y de la
asignación programada a subir
realizada en QH1.
Activaciones a
bajar.
Mínimo precio de las asignaciones
directas a bajar realizadas en QH0 y
de la asignación programada a bajar
realizada en QH0.
Mínimo precio de las asignaciones
directas a bajar en QH0 y de la
asignación programada a bajar
realizada en QH1.
– Se revisa el mecanismo de determinación del precio en caso de asignación en
situaciones excepcionales de emergencia.
– Se posibilita el uso de la telemedida integrada en 15 minutos mientras no se
disponga de medida de contador cuarto-horaria para la verificación del cumplimiento
conjunto de la prestación de los servicios de regulación terciaria y de energías de
balance de tipo RR.
– Se introducen algunas mejoras de redacción, como eliminar en el apartado 9 la
referencia a «escalón de potencia», porque se podría interpretar erróneamente que el
cumplimiento de la terciaria exige una respuesta en escalón cuando lo que se debe
cumplir es el FAT de 15 minutos.
– Se añade en el apartado 10 (así como en el anexo IV del 14.4) un texto para
establecer un proceso de comunicación de incidencias sobre el valor de la integral de la
telemedida, en caso de ausencia o mala calidad de dicha telemedida, similar al proceso
contemplado en el PO 10.5 sobre incidencia de medida de energía.
– En los anexos I y II se establecen las reglas y funcionamiento del algoritmo de
asignación de regulación terciaria local, que será sustituido en el futuro por la plataforma
europea de balance mFRR, quedando su uso previsto a partir de ese momento como
sistema de respaldo de la plataforma europea.
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El PO9.1 Intercambios de información relativos al proceso de programación tiene
por objeto el establecimiento de la información, procedimientos y plazos aplicables a las
publicaciones e intercambios de información necesarios para el cumplimiento de las
funciones y obligaciones del operador del sistema. La adaptación de este procedimiento
consiste en:
– Se incorporan las modificaciones derivadas de la publicación de información
cuarto-horaria (previsiones, programas, asignaciones y redespachos de los servicios de
ajuste del sistema) y se prevé la publicación de la información agregada no confidencial,
correspondiente a los resultados de la gestión de los servicios de ajuste en tiempo real,
antes de transcurrida una hora desde el final periodo de programación al que se refiere
la asignación, incluida la utilización de la energía de regulación secundaria, que
actualmente es publicada al día siguiente.
– Se incluyen los intercambios con los gestores de la red de distribución de la
información de la programación correspondiente a las instalaciones conectadas a su red.
Esto permitirá el establecimiento de consignas por los gestores de la red de distribución,
en cumplimiento de la Resolución de la CNMC, de 13 de noviembre de 2019, por la que
se aprueban las especificaciones para la implementación nacional en el artículo 40.6 del
Reglamento (EU) 2017/1485 donde se recoge que este intercambio se realiza a través
del Sistema de Información del Operador del Sistema (SIOS). Adicionalmente, se incluye
el intercambio de información referente a los datos de programación de las instalaciones
conectadas a la red observable de cada distribuidor.
– Se añade un párrafo en el apartado 3 para indicar los criterios de confidencialidad
a aplicar por los gestores de la red de distribución en la información que reciban en virtud
de este procedimiento.
– Se modifica la redacción para facilitar el acceso de los gestores de la red de
distribución a los casos PSS/E utilizados para los análisis de restricciones técnicas del
PDBF, de igual manera que los participantes del mercado.
El PO14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del
sistema tiene por objeto determinar los derechos de cobro y las obligaciones de pago
que se derivan de los servicios de ajuste del sistema a efectos del proceso de
liquidación. Los cambios más relevantes que se introducen en este procedimiento son:
– Se sustituye la referencia a la hora por periodo de programación en aquellos
procesos donde el periodo de programación pase a ser cuarto-horario.
– Se modifica el apartado 6 para adaptar la liquidación de la regulación terciaria a lo
previsto en el PO7.3. Igualmente, se modifica el apartado 7 para adaptar la liquidación
de la regulación secundaria y en particular incluir el precio a aplicar en caso de que se
haya agotado la escalera de regulación terciaria a subir o a bajar o el precio marginal de
regulación secundaria resultara negativo.
– Se modifica el apartado 8 para permitir el uso de la telemedida integrada en 15
minutos mientras no se disponga de medida de contador cuarto-horaria para la
verificación del cumplimiento. También para incluir en el cálculo del precio del
incumplimiento de las asignaciones a energía a subir de tipo RR y terciaria las
asignaciones directas, programadas y por MER de regulación terciaria. Para ello, se
sustituye la referencia actual por la referencia al precio medio ponderado de todas las
asignaciones de energías de balance de tipo RR y de terciaria a subir.
– Se añade un párrafo en el apartado 11 para indicar expresamente que la
liquidación del desvío se mantiene horaria.
– Se modifica el apartado 13 para incluir las asignaciones de terciaria programada,
directa y por MER en el saldo neto horario de las energías de balance.
– Se modifica el apartado 18.6, sobre incumplimiento de los arranques o de las
asignaciones de energía a subir en la fase 1 de solución de restricciones técnicas del
PDBF, para permitir el uso de la telemedida integrada en 15 minutos en el caso de que
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existan productos cuarto-horarios en los mercados de energía, diario e intradiario y no se
disponga de medida de contador cuarto-horaria para la verificación del cumplimiento.
– Se modifica el apartado 19 para adaptar la liquidación de las asignaciones por
restricciones técnicas en tiempo real con oferta compleja a la programación cuarto-horaria,
así como, para permitir el uso de la telemedida integrada en 15 minutos mientras no se
disponga de medida de contador cuarto-horaria para la verificación del cumplimiento.
– Se modifican los signos en la formulación del cálculo del saldo asignado en el
cálculo de la medida en barras de central en caso de liquidación sin medidas de
demanda para que sea coherente con los criterios de signo establecidos para los
programas y las medidas de las unidades de adquisición.
– Se añade un anexo IV para establecer el cálculo de la medida para la verificación
del cumplimiento de asignaciones de energía de tipo RR y terciaria y de restricciones
técnicas, a partir de la telemedida mientras no se disponga de medida de contador
cuarto-horario para la liquidación. En este anexo se establece:
• La metodología para la elevación a barras de central de la medida de demanda
calculada a partir de la telemedida en las liquidaciones con medidas de demanda.
• Una referencia al actual proceso de resolución de incidencias de la medida de
energía establecido en el PO 10.5, para que los participantes puedan comunicar de
manera análoga incidencias relativas a ausencia o mala calidad de la telemedida.
Segundo.2 Cambios adicionales introducidos por la CNMC: configuración de las
unidades de gestión hidráulica.
El paquete de procedimientos de operación para la programación cuarto-horaria ha
sido ampliamente debatido entre el operador del sistema y los sujetos interesados, tanto
a través del proceso de consulta pública del operador del sistema como en seminarios
públicos, en los que dicho operador ha presentado su propuesta a los sujetos, ha
aclarado sus dudas y ha dado respuesta a sus comentarios. Teniendo en cuenta además
que los cambios que se introducen tienen un elevado componente operativo, esta
Comisión consideró oportuno respetar el consenso alcanzado y no introducir
modificaciones en los cambios propuestos por el operador del sistema con carácter
previo al trámite de consulta de la CNMC.
Ello sin perjuicio de que se corrigieran algunas erratas en los procedimientos 7.3
y 14.4. En este sentido, destaca el anexo I del PO7.3, en el que se indicó que las ofertas
de regulación terciaria podrán tener hasta 30 bloques, en coherencia con lo que indicaba
el operador del sistema en el informe justificativo que acompañaba la propuesta de
procedimientos.
Pero al margen de los cambios propuestos por el operador del sistema, esta
Comisión propuso introducir una modificación adicional en el PO3.1. Concretamente, una
nueva definición para las Unidades de Gestión Hidráulicas (UGH).
En el contexto de la adaptación de los procedimientos de operación del sistema a las
Condiciones relativas al balance aprobadas por Resolución de la CNMC de 11 de
diciembre de 2019, esta Comisión planteó la necesidad de revisar la configuración de las
UGH. Se argumentó entonces que la configuración actual de las UHG tiene un carácter
provisional, dado que la normativa aplicable, aprobada en 1997, no fue adaptada en su
momento a la realidad de gestión hidráulica existente. A lo largo de los años
transcurridos, con motivo de cambios de titularidad de instalaciones hidráulicas, se han
venido recibiendo en la CNMC solicitudes de sus propietarios para la creación de nuevas
UGHs ante el cambio de la situación accionarial. No obstante, dichas modificaciones no
pudieron ser aprobadas por la CNMC por falta de adaptación normativa.
Tras la aprobación del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes
para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a
las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE
y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, se conside
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necesario establecer los criterios aplicables a la constitución de unidades de gestión
hidráulica, a los efectos de su participación en los mercados eléctricos.
A tal fin, y al objeto de recabar opiniones de los sujetos que se verían afectados por
un cambio en la regulación de las UGHs, se lanzó una consulta pública previa
coincidiendo con el trámite de información de la resolución por la que se aprobaba la
adaptación de los procedimientos de operación a las Condiciones relativas al balance.
En esa consulta, esta Comisión proponía una definición de UGH y se requería a los
sujetos valoración sobre la idoneidad del texto propuesto y sobre las consecuencias de
su implantación, así como la posibilidad de que ofrecieran redacciones alternativas. A la
vista de los resultados obtenidos, se concluyó que, si bien el texto propuesto por la
CNMC mejoraba la definición vigente, por eliminar el requerimiento de flujo hidráulico
común, que resulta confuso e introduce restricciones innecesarias desde el punto de
vista del mercado eléctrico, el texto propuesto era susceptible de otras mejoras que
incrementarían la eficiencia en la organización de las unidades y el funcionamiento del
mercado eléctrico.
No obstante, en aras de la seguridad jurídica y al objeto de obtener información de
los sujetos afectados tal que permita valorar adecuadamente su impacto, se estimó
oportuno que la redacción definitiva fuera consultada de nuevo a los sujetos, con
carácter previo a su aprobación, por lo que se optó por no incorporarla en ese paquete
de procedimientos y abordarla en una posterior revisión del procedimiento de
operación 3.1.
Dado que la presente resolución aborda una revisión del citado PO3.1, la CNMC ha
incorporado la propuesta de configuración de las Unidades de Gestión Hidráulica en su
apartado anexo II.2.1.b). Se incorpora además en el PO3.1 el procedimiento general a
seguir para la constitución o modificación de una UGH. Adicionalmente, al objeto de
regularizar la situación de las UGH vigentes, se prevé en esta resolución un primer
proceso para su regularización.
Tercero. Resultado del trámite de audiencia e información pública.
Se ha recibido respuesta de ocho sujetos, dos de los cuales no han formulado
observaciones.
Algunos sujetos han aprovechado este trámite de audiencia para solicitar
modificaciones en los procedimientos no relacionadas con la programación cuarto-
horaria. La mayoría se refieren a cuestiones genéricas de los servicios de balance:
constitución de un mercado de regulación primaria, así como de capacidad terciaria;
flexibilización de los cambios de programa de los BRPs (en terminología anglosajona,
Balancing Responsible Party); revisión del mecanismo de determinación del precio de la
regulación secundaria, así como del mecanismo de salvaguarda previsto para la reserva
de sustitución; mejoras en las condiciones de participación de la demanda, etc. A este
respecto, si bien esta Comisión comparte el interés de los sujetos por debatir sobre estos
aspectos, se considera que ello deberá tener lugar en un proceso de revisión de las
Condiciones relativas al balance, para poder abordar estas cuestiones en su contexto y
facilitar la participación de todos los sujetos. Se recuerda que está previsto en la Hoja de
Ruta MIE la revisión de las citadas condiciones en 2022.
Al margen de las cuestiones anteriores, los comentarios recibidos se han centrado en
los procedimientos de operación 3.1, 3.2 y 14.4. Sin ánimo de ser exhaustivos, se recoge
a continuación una síntesis y valoración de los comentarios recibidos:
– Se solicita armonización de las unidades (energía o potencia) y los decimales
utilizados en las ofertas y las asignaciones de programa, que vienen recogidos bien en
POs bien en el documento de intercambio de información del operador del sistema.
A este respecto, ha de tenerse en cuenta que cada segmento presenta su propia
casuística y que la capacidad de decisión nacional se encuentra condicionada por
factores como las especificaciones de los productos estándar y de las plataformas de
balance, acordados por los GRTs y/o aprobados por las autoridades reguladoras.
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También ha de tenerse en cuenta que durante los periodos transitorios de implantación
se requiere cierta flexibilidad y no resulta conveniente incorporar todos los parámetros de
detalle en el texto de los procedimientos.
– Se solicita la posibilidad de realizar nominaciones de los programas horarios del
mercado diario e intradiario con valores diferentes en cada periodo cuarto-horario, al
objeto de reflejar con mayor precisión el reparto en la hora del programa obtenido en los
mercados de energía, facilitando así el cumplimiento de las asignaciones de balance.
Lo previsto en procedimientos es que se lleve a cabo un reparto equitativo del
programa horario entre los cuatro periodos cuarto-horarios. Se comprende que este tipo
de reparto es una estimación que presentará cierta inexactitud. Pero, se ha constatado
con el operador del sistema que implantar la modificación solicitada complicaría la
implantación del proyecto Qh, pudiendo incluso conllevar un retraso en su conclusión.
Teniendo en cuenta además que la aplicación del reparto va a ser temporal
(previsiblemente, uno o dos años), hasta que los mercados de energía permitan la
negociación cuarto-horaria, así como que, aunque la asignación de servicios de balance
sea por unidad de programación, los incumplimientos se determinan y liquidan por sujeto
proveedor, no se ha considerado conveniente atender este requerimiento.
– Se solicita que no se aplique la verificación de cumplimiento con telemedidas si un
sujeto tiene capacidad para aportar medida cuarto-horaria.
Sobre esta cuestión, debe tenerse en cuenta que la implantación de la programación
y la medida cuarto-horarias son dos procesos diferentes, cuyo desarrollo e
implementación presentan hitos diferentes, tanto desde una perspectiva técnica como
regulatoria. Se ha constatado con el operador del sistema que en el momento de puesta
en marcha de los mercados de balance cuarto-horarios no sería posible procesar la
medida cuarto-horaria de contador a efectos de la liquidación y validación del
cumplimiento de las energías de balance, de acuerdo con la regulación aplicable a dicha
medida. En todo caso, aunque no sea posible satisfacer la solicitud en un primer
momento, hasta que se complete la implantación del ISP de 15 minutos, los sujetos
disponen de la posibilidad de hacer uso de la declaración de incidencias en SIMEL y
proporcionar un valor alternativo de medida.
– Se solicita que, en caso de no haber existido asignación en el periodo
correspondiente, el precio de las asignaciones de terciaria por mecanismo excepcional
se determine sobre la base de la última oferta de la unidad en lugar de considerar el
precio medio de las activaciones del último mes.
A este respecto, se considera que en todo caso existirá la posibilidad de que el
precio de la asignación no se corresponda con el coste real. Si bien la última oferta de la
unidad podría ser más cercana a su coste, dada la excepcionalidad de estos casos
(situación de emergencia, de fuerza mayor, o ausencia de oferta), no se considera
necesario modificar el carácter marginal del precio aplicado a estas asignaciones para
introducir una liquidación «a la carta» para cada unidad, que introduciría complejidad en
el proceso, a la vez que le restaría transparencia.
– El PO7.2 prevé que el precio de la energía secundaria en un periodo QH1 se
calcule sobre la escalera de ofertas de terciaria correspondiente al mismo periodo QH1.
Dado que la entrega de la energía de terciaria activada en el periodo cuarto-horario
anterior (QH0) por activación directa se seguirá entregando en QH1, sería posible que la
energía terciaria entregada en QH1 tuviera un precio superior a la energía secundaria.
Se solicita que se tengan en cuenta las activaciones directas de terciaria en QH0 para la
determinación del precio de la energía secundaria en el periodo cuarto-horario QH1.
Sobre esta cuestión, se comprende que tener un precio de energía secundaria mayor
que el de terciaria es un fundamento básico en el diseño de los mercados de balance del
sistema eléctrico español, que considera dicho servicio de secundaria más exigente que
el de terciaria. Es por ello, que el precio de la regulación secundaria se determina sobre
la escalera de terciaria, con las ofertas no asignadas de ésta. Pero la integración de los
mercados de balance europeos tiene otra perspectiva: se impone la utilización de ofertas
propias de cada servicio, al entender que, con la entrada en su provisión de nuevas
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tecnologías (renovables, baterías, demanda, etc.), los proveedores de cada uno de los
servicios y su nivel competitivo podrían ser diferentes, por lo que no debe presuponerse
un mayor coste en la energía secundaria respecto a la terciaria.
En esta fase del proceso de implantación de los mercados de balance, en la que aún
no se dispone de ofertas de energía de regulación secundaria, podría mantenerse esa
filosofía, pero tampoco resulta imprescindible ni se percibe que lo propuesto por el
operador del sistema vaya a suponer un gran cambio, ya que se sigue determinando el
precio de la energía secundaria con las ofertas no asignadas de terciaria, por lo que,
como regla general, este precio seguirá siendo mayor. Por otra parte, la propuesta evita
complejidad y, en todo caso, será de aplicación transitoria.
No se han introducido cambios relevantes en el texto de los procedimientos en
relación con estas cuestiones, salvo algunas aclaraciones para facilitar la comprensión
en el apartado 3 del PO3.1 (sobre unidades), la corrección de una errata en el anexo II
del mismo PO3.1 (sobre saldo neto de las unidades genéricas) y una aclaración en
apartado 5 del PO3.2 (sobre alcance de las limitaciones en intradiario). Adicionalmente,
se han corregido varias erratas en distintos apartados del PO14.4:
– Apartados 7.1 y 7.2: se corrige nomenclatura errónea.
– Apartado 8 y anexo I: al objeto de que el texto refleje con precisión el proceso de
liquidación, evitando así errores de interpretación, se sustituyen varias referencias a BSP
por BRP, como sujeto de liquidación al que se repercuten los incumplimientos en la
provisión de servicios de balance.
– Apartado 8, 19.4 y anexo I: se añade un término para los ajustes de programa por
cambios internos entre Sujetos de Liquidación Responsables del Balance (BRPs) en
varias fórmulas, en coherencia con lo establecido en el PO3.1, según el cual «desde el
momento de su aceptación, el cambio de programa se considerará firme, y, en su caso,
modificará la posición del correspondiente BRP y se tendrá en cuenta en los procesos de
gestión y asignación de los servicios de ajuste en tiempo real». De no introducirse, con la
redacción actual se podría interpretar que el cálculo de la posición no incluye los
cambios internos entre BRPs.
– Apartado 8.3: se elimina texto repetido.
– Apartados 11.1, 11.2: se sustituyen sendas referencias erróneas al apartado 13.2
por apartado 13.
– Anexo II: se modifican dos signos erróneos de la fórmula SALDOENE. Esta
corrección debe ser tenida en cuenta en la aplicación del PO14.4 aprobado por
resolución de la CNMC de 16 de diciembre de 2021.
En relación con la configuración de las Unidades de Gestión Hidráulica, se han
recibido varios comentarios y propuestas de redacción alternativa. En general, algún
sujeto solicita una mayor flexibilidad en la gestión de las unidades hidráulicas y el
bombeo: libertad de agrupación en cartera sin umbrales máximos de capacidad de
oferta. En definitiva, se reclama poder operar con las mismas condiciones que las
unidades de programación de otras tecnologías que no presentan limitaciones a la
agregación (RECORE). Estas alegaciones se sostienen sobre la base del trato
equitativo, la transparencia y el beneficio de la flexibilidad, todo ello, en favor del buen
funcionamiento del mercado eléctrico, que no debe supeditarse a otros intereses ajenos
al sector (p.e. el canon hidráulico).
A este respecto, esta Comisión considera que los argumentos proporcionados
parecen válidos si de enmarcan únicamente en la regulación eléctrica. Sin embargo, la
realidad es que el uso del recurso hidráulico para la producción eléctrica está
fuertemente sujeto a condicionantes ajenos al sector energético. Esto es tanto por el
régimen de concesiones de larga duración aplicables al uso del dominio público
hidráulico, como por la necesidad de priorizar otros usos, como el consumo humano, y
por las limitaciones estructurales para el surgimiento de nuevos aprovechamientos
hidráulicos que, junto con el régimen de concesiones, limita el nivel de competencia y la
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competitividad de esta tecnología. Todo ello, debe ser tenido en cuenta incluso en el
ámbito del mercado eléctrico, porque interfiere en la forma como las instalaciones
hidroeléctricas participan en el mercado eléctrico, marcando una clara diferencia con
respecto a cualquier otro tipo de instalaciones, tanto renovables como de otro tipo.
En primer lugar, se señala la marcada diferencia en el modo como oferta la
generación hidráulica frente a otras tecnologías puramente fluyentes, como la eólica,
motivado por su capacidad de arbitraje temporal, la cual aumenta considerablemente su
carácter marginalista, como determinante del precio de la energía.
Por otra parte, si, como alegan los sujetos, la gestión en cartera resultará de la
evolución natural del mercado eléctrico ante la penetración creciente de generación
renovable, esta modalidad se impondrá de un modo u otro, cuando la mayoría de los
sujetos operen con grandes agregaciones de oferta. Pero se considera que el mercado
eléctrico ibérico no se encuentra aún en esa situación y que hoy sigue teniendo sentido
mantener el carácter físico del mercado ibérico, modelo que tiene cabida en el marco
regulatorio europeo.
En términos más de detalle sobre la redacción:
Sobre la pertenencia a un mismo titular, un sujeto solicita que se especifique la
aplicabilidad en caso de instalaciones de propiedad compartida, esto es, que se
considerará la condición de titular de la instalación según lo acordado entre las partes.
Otro sujeto solicita que se permita integrar en una misma UGH instalaciones
representadas, al menos, dentro de un mismo grupo societario.
Sobre los criterios aplicables al bombeo puro, un sujeto solicita que se introduzca
una mayor flexibilidad, alineando su tratamiento con los criterios generales aplicables a
las unidades de programación y, en particular, con los previstos para otros tipos de
almacenamiento.
Se sugieren asimismo algunas mejoras de redacción en el uso de términos,
referencias y el proceso de constitución y modificación de UGHs, entre otros.
A este respecto, se ha flexibilizado la exigencia de pertenencia a un mismo titular, en
línea con lo solicitado por los sujetos, ya que es coherente con la configuración actual de
las UGHs y la eliminación de la representación en un principio no tenía mayor objetivo
que simplificar la redacción. Se le da sin embargo una redacción más adecuada a los
términos utilizados actualmente. Asimismo, se han introducido en el texto otros cambios
de redacción sugeridos por los sujetos, al objeto de mejorar o completar el contenido.
No se ha admitido la solicitud de permitir la agrupación en una misma UGH de varias
instalaciones de bombeo. Si bien se comprende el argumento de armonizar el
tratamiento dado a los distintos tipos de instalaciones de almacenamiento, dicha
armonización debería, en su caso, llevarse a cabo de manera transparente, permitiendo
la evaluación de las distintas opciones a todos los sujetos interesados con un trámite de
consulta pública, lo que podrá llevarse a cabo en posteriores revisiones del PO3.1.
Tampoco hay que olvidar que existen diferencias claras entre bombeos y baterías, como
por ejemplo el tamaño de la instalación, determinado por la potencia instalada. Dada la
envergadura de algunas de las instalaciones de bombeo del sistema eléctrico español,
resulta aconsejable establecer límites a su agregación, al objeto de garantizar una
indicación de emplazamiento que permita su participación en restricciones u otros
servicios al sistema de carácter zonal. Dichas limitaciones tendrían que ser, como
mínimo, evaluadas por el operador del sistema y consultadas al resto de sujetos.
Cuarto. Consideración adicional sobre la banda de regulación secundaria.
En aplicación del artículo 25.2 del Reglamento EB, la Decisión número 11/2020
de ACER, de 17 de junio de 2020, establece la Metodología por la cual se crea a una
lista de productos estándar de reserva de balance para las reservas de recuperación de
la frecuencia y las reservas de sustitución.
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De acuerdo con el artículo 6 de la citada metodología, el uso de los productos estándar
de reserva de balance es obligatorio para todos los GRT (TSO) que intercambien dichos
productos con otros GRT. En caso de que los productos de reservas de balance no sean
intercambiados, no es obligatoria su adaptación a las características del producto estándar.
Sin embargo, la decisión de ACER requiere en su párrafo 41 que, en caso de no cumplir con
dichas características, los productos de reserva sean declarados productos específicos de
ámbito nacional, en el plazo de dieciocho meses desde la Decisión. No determina la Decisión
cual ha de ser el proceso para dicha declaración.
Actualmente, el sistema eléctrico español solo dispone de un producto de reserva: la
banda de regulación secundaria. Tras evaluar sus características se concluye que no
puede ser considerado un producto estándar, por no cumplir con todos los requisitos
previstos en la Metodología. En concreto, incumpliría el requisito de dirección, por no
disponerse de una contratación separada de la banda a subir y a bajar.
Además de no poder ser considerado como producto estándar, la no separación de
la contratación de la banda de regulación secundaria a subir y a bajar es, a priori,
contraria al Reglamento EB, aunque su artículo 32.3 permite la concesión de una
exención a este requisito, por parte de la autoridad reguladora nacional. A este respecto,
la CNMC ya decidió implícitamente con la aprobación de las Condiciones relativas al
balance en diciembre de 2019, y la correspondiente adaptación de los procedimientos de
operación en diciembre de 2020, en los que no se modificaban las características del
producto en este sentido.
Esta Comisión justificó esa decisión de no precipitar los cambios en la regulación
secundaria y, en su lugar, ordenar su implantación a través de la Hoja de Ruta, en la
solicitud de enmienda de la propuesta de Condiciones relativas al balance que remitió a
REE en noviembre de 2019. Esta postura había sido además apoyada por los sujetos en
el proceso de trámite de audiencia de la propuesta de Condiciones.
La separación de la contratación de la banda de regulación secundaria por dirección
(a subir y a bajar), al objeto de cumplir con los requerimientos de los productos estándar
de capacidad, se encuentra recogida como uno de los cambios que está previsto
implantar en el marco del proyecto de adaptación del servicio de regulación secundaria
(SRS), de forma conjunta y coordinada con todos los cambios necesarios para la
conexión a la plataforma PICASSO, conforme al calendario de la Hoja de Ruta del MIE.
Teniendo en cuenta la criticidad del servicio de regulación secundaria para la seguridad
del sistema, y con objeto de lograr una transición segura en la evolución hacia el nuevo
modelo, esta Comisión mantiene su criterio de evitar imponer cambios precipitados.
Por todo ello, la CNMC concluye que resulta necesario declarar producto específico
de balance la banda de regulación secundaria del sistema eléctrico español y conceder
una exención al operador del sistema para que pueda seguir utilizando este producto
hasta su adaptación a las características estándar en el marco del proyecto SRS y de
acuerdo con el cronograma previsto en la Hoja de Ruta MIE.
Por cuanto antecede, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
resuelve:
Primero.
Aprobar los procedimientos de operación PO1.5. Establecimiento de la reserva para
la regulación frecuencia-potencia; PO3.1. Proceso de programación; PO3.2.
Restricciones técnicas; PO3.3. Activación de energías de balance procedentes del
producto de reserva de sustitución (RR); PO7.2. Regulación secundaria; PO7.3.
Regulación terciaria; PO9.1. Intercambios de información relativos al proceso de
programación; y PO14.4. Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de
ajuste del sistema, que se incluyen en el anexo.
Los procedimientos aprobados por la presente resolución surtirán efectos desde la
fecha de inicio de la programación cuarto-horaria en los mercados de ajuste del sistema
eléctrico español. Esta fecha será comunicada a la CNMC y publicada por Red Eléctrica de
España en su página web con una antelación mínima de un mes. El inicio de efecto se
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producirá, en todo caso, antes de transcurridos cuatro meses desde la publicación de esta
resolución en el «Boletín Oficial del Estado». Según lo previsto en la Resolución de la
CNMC de 16 de diciembre de 2021, el anexo II(bis) del PO14.4 surtirá efectos, sustituyendo
al anexo II, con la entrada en vigor de la correspondiente adaptación del PO10.5.
Segundo.
Dejar sin efectos, en esa misma fecha, el PO1.5 aprobado por resolución de
la CNMC de 10 de octubre de 2019; el PO3.1, el PO7.3 y el PO9.1 aprobados por
resolución de la CNMC de 10 de diciembre de 2020; el PO3.2 aprobado por resolución
de la CNMC de 13 de enero de 2022, el PO3.3 aprobado por resolución de la CNMC
de 14 de enero de 2021, así como sus modificaciones de 16 de septiembre y 9 de
diciembre de 2021; el PO7.2 aprobado por resolución de la CNMC de 10 de diciembre
de 2020, así como su modificación de 10 de marzo de 2022; y el PO14.4 aprobado por
resolución de la CNMC de 16 de diciembre de 2021.
Tercero.
Establecer un plazo de doce meses desde el inicio de efecto del PO3.1 aprobado por
la presente resolución para que los sujetos titulares de Unidades de Gestión Hidráulica
propongan al operador del sistema una configuración de sus unidades que cumpla los
criterios previstos en el apartado 2.1.b) del anexo II del PO3.1. Posteriormente, el
operador del sistema elevará a la CNMC el listado de unidades solicitadas, acompaña de
una valoración, en el plazo de nueve meses. La Comisión hará pública la lista de
unidades aprobadas mediante Resolución publicada en su página web.
Cuarto.
Declarar producto específico de balance la banda de regulación secundaria del
sistema eléctrico español y conceder una exención al operador del sistema para que
pueda seguir utilizando este producto hasta su adaptación a las características estándar
en el marco del proyecto SRS y de acuerdo con el cronograma previsto en la Hoja de
Ruta MIE.
La presente resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado», en
cumplimiento de los establecido en el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de
junio, de creación de la CNMC, a excepción del anexo II del PO3.3, que tiene carácter
confidencial.
La presente resolución se notificará a Red Eléctrica de España, SA.
Madrid, 17 de marzo de 2022.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de
los Mercados y la Competencia, Miguel Bordiú García-Ovies.
ANEXO
Procedimientos de operación
P.O.1.5 Establecimiento de la reserva para la regulación frecuencia-potencia.
P.O.3.1 Proceso de programación.
P.O.3.2 Restricciones técnicas.
P.O.3.3 Activación de energías de balance procedentes del producto de reserva de
sustitución (RR).
P.O.7.2 Regulación secundaria.
P.O.7.3 Regulación terciaria.
P.O.9.1 Intercambios de información relativos al proceso de programación.
P.O.14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del
sistema.
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P.O.1.5 Establecimiento de la reserva para la regulación frecuencia-potencia
1. Objeto.
El objeto de este procedimiento es establecer los niveles de reserva para la
regulación frecuencia-potencia que permitan al Operador del Sistema hacer frente a los
desequilibrios entre la generación y el consumo.
2. Ámbito de aplicación.
Este procedimiento aplica al Operador del Sistema (OS) y a los sujetos proveedores
de servicios de balance.
3. Definiciones.
3.1 Reserva de regulación primaria.
Se define la banda de regulación primaria del sistema como el margen de potencia
en el que los grupos generadores pueden modificar su potencia generada de forma
automática y en los dos sentidos, mediante la actuación de su regulador de velocidad, en
caso de producirse un desvío de frecuencia.
3.2 Reserva de regulación secundaria.
Se define la reserva de regulación secundaria del sistema como el margen de
variación de potencia en el que el regulador secundario del sistema peninsular español
puede actuar automáticamente y en los dos sentidos, partiendo del punto de
funcionamiento en que se encuentre en cada instante. Viene dada por la suma, en valor
absoluto, de las contribuciones individuales de todas las unidades de programación
proveedoras de este servicio, a través de sus zonas de regulación. El margen de
potencia, en cada uno de los dos sentidos, se conoce como reserva o banda de
regulación secundaria a subir o a bajar.
3.3 Reserva de regulación terciaria.
Está constituida por la variación máxima de potencia a subir o a bajar de todas las
unidades de programación proveedoras de este servicio que puede ser movilizada en un
tiempo no superior a quince minutos, y que puede ser mantenida, al menos, durante 30
minutos, con objeto de reconstituir la reserva de regulación secundaria.
4. Determinación de los niveles de reserva.
Dependiendo de la escala de tiempo en que tiene lugar su acción y de la señal que
origina su actuación, se establecen cuatro niveles de reserva:
Reserva de regulación primaria.
Reserva de regulación secundaria.
Reserva de regulación terciaria.
Reserva programable mediante el mecanismo de provisión de energía de balance
procedente de reservas de sustitución.
4.1 Reserva de regulación primaria.
Antes del 31 de diciembre de cada año, el Operador del Sistema comunicará a todos
los participantes en el mercado y a los titulares de las zonas de regulación secundaria,
los requerimientos de reserva de regulación primaria asignados por ENTSO-E (Red
Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad o REGRT de Electricidad)
al sistema eléctrico peninsular español para el año siguiente.
Los criterios de regulación del sistema interconectado europeo establecidos por
ENTSO-E determinan que la reserva de regulación primaria tiene por objeto estabilizar
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en pocos segundos la frecuencia del sistema en un valor estacionario ante un incidente o
perturbación.
Los criterios de actuación de la regulación primaria establecidos por ENTSO-E son:
La reserva de regulación primaria deberá soportar un desequilibrio instantáneo entre
generación y demanda, por pérdida súbita de generación, de demanda o interrupción de
intercambios internacionales, en el sistema síncrono europeo interconectado equivalente
al incidente de referencia establecido por ENTSO-E.
La activación de la reserva de regulación primaria no debe retrasarse artificialmente y
debe comenzar lo antes posible ante un desvío de frecuencia. En caso de que el desvío
de frecuencia sea igual o superior a 200 mHz:
Al menos el 50 % de la reserva de regulación primaria deberá activarse antes de
transcurridos 15 segundos.
El 100 % de la reserva de regulación primaria deberá completarse antes de
transcurridos 30 segundos, con una dinámica de activación como mínimo lineal entre el
segundo 15 y el segundo 30.
En caso de desvíos de frecuencia inferiores a 200 mHz, la activación de reserva de
regulación primaria deberá ser, como mínimo, proporcional, con el mismo
comportamiento dinámico referido en los dos puntos anteriores.
La regulación primaria deberá mantenerse mientras persista el desvío de frecuencia,
salvo las excepciones previstas en el artículo 156 del Reglamento (UE) 2017/1485, o
normativa que lo sustituya.
Cada uno de los sistemas interconectados ha de colaborar a la reserva de regulación
primaria establecida para el conjunto, en función de un coeficiente de participación, que
se establece anualmente para cada uno de dichos sistemas.
De este modo, para cada una de las áreas de control establecidas en el sistema
síncrono europeo interconectado de ENTSO-E la reserva de regulación primaria exigida
(RP), en un año concreto, viene determinada por la siguiente expresión:

 
Siendo:
E = Energía producida el año anterior por el correspondiente sistema nacional
(incluidas las exportaciones y la energía producida en programa por los grupos
participados).
ET = Energía total producida el año anterior en el conjunto de los sistemas que
componen el sistema síncrono interconectado europeo.
RPT = Reserva mínima de regulación primaria establecida para el conjunto del
sistema síncrono europeo interconectado.
La insensibilidad de los reguladores de los grupos debe ser lo más reducida posible,
y en todo caso inferior a ± 10 mHz, y la banda muerta voluntaria debe ser nula.
4.2 Reserva de regulación secundaria.
La reserva que debe mantenerse en regulación secundaria será determinada por el
Operador del Sistema para cada periodo de programación cuarto-horario del día
siguiente, en función de la evolución temporal previsible de la demanda y del fallo
probable esperado según la potencia y los equipos generadores acoplados.
El comienzo de la actuación de la regulación secundaria no deberá demorarse más
allá de 30 segundos y deberá tener la capacidad de mantenerse durante un tiempo de 15
minutos hasta que su uso neto sea sustituido por la regulación terciaria. La respuesta
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dinámica exigible a las zonas de regulación viene definida en el procedimiento de
operación por el que se regula el servicio de regulación secundaria.
Para el establecimiento de los niveles de reserva de regulación secundaria a subir, el
Operador del Sistema tendrá asimismo en consideración, los criterios y
recomendaciones que sean publicados a estos efectos por ENTSO-E.
La reserva secundaria a bajar se establecerá, atendiendo a la evolución creciente o
decreciente de la curva de demanda, entre el 40 y el 100 % de la reserva a subir.
Las reglas de ENTSO-E recomiendan también que, en caso de que el valor de la
reserva de regulación secundaria a subir no sea suficiente para cubrir la pérdida máxima
de producción asociada a un fallo simple, deberá preverse la existencia en el sistema de
reserva de regulación terciaria suficiente para asegurar una respuesta rápida del sistema
frente a este fallo.
Además de las recomendaciones de ENTSO-E, el Operador del Sistema tendrá en
cuenta estas otras consideraciones a la hora de calcular los requerimientos de reserva
secundaria a subir y a bajar:
– Carácter peninsular de nuestro sistema que hace necesario vigilar que se respeten
las capacidades de intercambio y los límites de seguridad en el intercambio de energía
con el resto del sistema síncrono interconectado europeo, especialmente en las líneas
de interconexión con Francia, para garantizar la seguridad del sistema.
– Variación de la demanda en los diferentes periodos de programación cuarto-
horarios, a lo largo del día.
– Se dotará un mayor volumen de reserva en los períodos que presentan puntos de
inflexión de la curva de demanda peninsular. Así, se tendrá en cuenta en los
requerimientos de reserva la posibilidad de desplazamiento en el tiempo de estos puntos
de inflexión, respecto a las previsiones del OS. Se dotará mayor volumen de banda
secundaria en aquellos períodos en los que se presenten cambios acusados de
programa en los intercambios internacionales.
– Se garantizarán los siguientes valores mínimos de banda de regulación
secundaria, especialmente en periodos valle, en los que, debido al parque generador
conectado, pueda existir una menor disponibilidad de reserva de regulación terciaria:
Banda a subir: 500 MW.
Banda a bajar: 400 MW.
El Operador del Sistema, ante situaciones especiales, como eventos de interés
público, condiciones climatológicas adversas, paros generales, huelgas sectoriales, etc.,
tomará las medidas necesarias para garantizar la disponibilidad de la reserva necesaria,
aplicando, si lo considera necesario, criterios más estrictos que los descritos en los
puntos anteriores.
4.3 Reserva de regulación terciaria.
La reserva mínima necesaria de regulación terciaria a subir en cada período de
programación cuarto-horario será, como referencia, igual a la pérdida máxima de producción
provocada de forma directa por el fallo simple de un elemento del sistema eléctrico, mayorada
en un 2 % del valor de la demanda prevista en cada período de programación.
La reserva terciaria a bajar se establecerá, en función de las condiciones de
operación, entre el 40 y el 100 % de la reserva terciaria a subir.
Adicionalmente a los criterios de dimensionamiento de las reservas de regulación
específicos de cada tipo de reserva, secundaria o terciaria, el operador del sistema deberá
asegurar que la suma total de la reserva de regulación secundaria que debe mantenerse y
la reserva de regulación terciaria disponible sea superior a los siguientes valores:
– El valor necesario para cubrir los desequilibrios positivos del bloque de control
frecuencia-potencia correspondiente al sistema eléctrico peninsular español durante al
menos el 99 % del tiempo, sobre la base de registros históricos consecutivos de estos
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desequilibrios. El muestreo de dichos registros históricos será del tiempo máximo
establecido para la recuperación de la frecuencia, es decir, 15 minutos. El período
considerado a efectos de estos registros será representativo y comprenderá, como
mínimo, un período anual completo finalizado en una fecha no anterior a seis meses
previos a la fecha del cálculo.
– El valor necesario para cubrir los desequilibrios negativos del bloque de control
frecuencia-potencia correspondiente al sistema eléctrico peninsular español durante al
menos el 99 % del tiempo, sobre la base de los registros históricos referidos
anteriormente.
4.4 Reserva suplementaria necesaria.
Además de las reservas anteriores de regulación primaria, secundaria y terciaria,
será necesario disponer de una reserva suplementaria de potencia activa, que será
cuantificada sobre la base de la consideración de los siguientes aspectos:
– Diferencias existentes para cada periodo de programación entre la demanda
prevista por el Operador del Sistema y la demanda resultante del Programa Diario Viable
Provisional (PDVP) y, en su caso, de los sucesivos programas finales correspondientes
(PHF y PHFC).
– Diferencias identificadas para cada periodo de programación entre la suma de los
programas de producción eólica resultantes del Programa Diario Viable Provisional
(PDVP) y, en su caso, de los sucesivos programas finales correspondientes (PHF y
PHFC) y la producción eólica prevista por el Operador del Sistema que tiene un margen
de confianza equivalente al considerado para la demanda prevista al establecer la
reserva de regulación terciaria.
– Diferencias existentes para cada periodo de programación entre la suma de los
programas de producción termosolar y solar fotovoltaica, resultantes del Programa Diario
Viable Provisional (PDVP) y, en su caso, de los sucesivos programas finales
correspondientes (PHF y PHFC) y la producción termosolar y solar fotovoltaica prevista
por el Operador del Sistema que tiene un margen de confianza equivalente al
considerado para la demanda prevista al establecer la reserva de regulación terciaria.
– Situaciones en las que la previsión de pérdida de generación debida a fallos
sucesivos y/o retrasos en el acoplamiento o subida de carga de grupos térmicos, con
probabilidad mayor o igual al 5 %, sea superior a la pérdida máxima de producción
provocada de forma directa por el fallo simple de un elemento del sistema eléctrico.
El valor de esta reserva suplementaria de potencia activa vendrá determinado por:
Reserva a subir: la suma de los déficits de potencia activa generada respecto a la
demandada que se deriven de la consideración de los cuatro aspectos anteriores.
Reserva a bajar: la suma de los excesos de potencia activa generada respecto a la
demandada que se deriven de la consideración de los cuatro aspectos anteriores.
5. Comunicación de información.
El Operador del Sistema comunicará a los participantes en el mercado las reservas
de regulación secundaria y terciaria requeridas para cada período de programación, y
cualquier cambio en las reservas de regulación primaria con respecto a la publicación
referida en el apartado 4.1.
El Operador del Sistema facilitará también información de aquellas pérdidas máximas
de producción provocadas de forma directa por el fallo simple de un elemento del
sistema eléctrico, que representen una pérdida de potencia superior a la del grupo de
mayor potencia del sistema eléctrico español.
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P.O.3.1 Proceso de programación
1. Objeto.
El objeto de este procedimiento es establecer el proceso de programación diaria,
intradiaria y en tiempo real de las unidades de programación del sistema eléctrico
peninsular español en el mercado mayorista de electricidad, de forma que se garantice el
suministro y la seguridad del sistema.
El proceso de programación incluye los siguientes procesos sucesivos:
a) Elaboración del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
b) Elaboración del Programa Diario Viable Provisional (PDVP).
c) Contratación diaria de banda de regulación secundaria.
d) Elaboración de los Programas Finales (PHF/PHFC).
e) Elaboración de los Programas Operativos (P48) y su cierre.
Los horarios para la publicación de estos programas y otros intercambios de
información relevantes para el proceso de programación se recogen en el anexo I de
este procedimiento de operación.
El proceso de programación se realiza en unidades de programación (UP). Los
criterios de organización de las UP del sistema eléctrico peninsular español se
establecen en el anexo II de este procedimiento de operación.
En el anexo III se recoge el procedimiento para dar de alta y posteriormente nominar
contratos bilaterales con entrega física ante el OS.
El proceso de reclamaciones en el ámbito de la programación se recoge en el
anexo IV de este procedimiento.
En el anexo V se detalla el proceso de validación aplicado a la información
correspondiente a la nominación de programas de los mercados diario e intradiario.
2. Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación a:
a) Operador del Sistema (OS).
b) Participantes en el mercado (PM), en el ámbito del sistema peninsular español.
A efectos de lo establecido en este procedimiento, corresponderá al participante en
el mercado:
– La solicitud al OS del alta, baja o modificación de las unidades de programación en
el sistema eléctrico peninsular español.
– La comunicación de la información necesaria en el proceso de programación:
• Nominaciones de programas de energía del mercado diario e intradiario (en
aquellos casos en los que una misma unidad de oferta (UO) esté integrada por dos o
más unidades de programación) y comunicación de cambios de programa después del
mercado intradiario continuo.
• Nominación de programas de energía procedentes de contratos bilaterales con
entrega física, conforme a lo establecido en el anexo III de este procedimiento.
• Desgloses de los programas de energía en unidades físicas (UF).
• Comunicación de desvíos e indisponibilidades.
• Envío de ofertas, en caso de participación en los servicios de ajuste del sistema
gestionados con mecanismos de mercado.
3. Programas de energía, periodos de programación y horarios.
Los programas PDBF, PDVP, PHF y PHFC se publicarán con ambas resoluciones,
horaria y cuarto-horaria, al menos hasta que se introduzca la posibilidad de negociación
de productos de resolución cuarto-horaria en los mercados de energía, en el ámbito del
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sistema eléctrico peninsular español. El programa operativo P48 tendrá resolución de un
cuarto de hora.
Los programas de energía (MWh) publicados con resolución horaria se publicarán
con un máximo de una cifra decimal y los publicados con resolución cuarto-horaria se
publicarán con un máximo de tres cifras decimales.
Las asignaciones y redespachos correspondientes a los servicios de ajuste del
sistema incluidos en este procedimiento de operación (restricciones técnicas, banda de
regulación secundaria, energías de balance RR, regulación terciaria y energía de
regulación secundaria) se expresarán en valores de potencia o de energía, siempre en
periodos de resolución cuarto-horaria.
Las asignaciones en potencia se expresarán en MW con un máximo de una cifra
decimal, mientras que los redespachos y asignaciones en energía se expresarán en
MWh con un máximo de tres cifras decimales.
Los redespachos por restricciones técnicas del PDBF presentarán el mismo valor en
todos los periodos de programación cuarto-horarios de la misma hora, ya que el
correspondiente límite de programa por seguridad siempre vendrá aplicado sobre un
periodo horario completo. Esta situación se mantendrá, al menos, hasta que los periodos
de programación en los mercados de energía, en el ámbito del sistema eléctrico
peninsular español, sean también cuarto-horarios.
Todos los horarios y los periodos de programación (intervalos temporales
semiabiertos definidos por su instante de inicio y su instante de fin) establecidos en este
procedimiento de operación están referidos a la Hora Central Europea, CET (Central
European Time) o CEST (Central European Summer Time).
El detalle de cada uno de los mensajes de intercambio de información con el OS
(resolución, unidades, formato, etc.) se encuentra establecido en la edición que esté
vigente en cada momento del documento de intercambios de información del OS con los
Participantes en el Mercado (PM).
4. Definiciones.
A efectos de este procedimiento de operación se deberán tener en cuenta los
términos y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado
interior de la electricidad y en el artículo 4 de las Condiciones relativas al balance para
los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del
balance en el sistema eléctrico peninsular español, aprobadas por la CNMC (en adelante
Condiciones relativas al balance).
En particular, los términos correspondientes a:
– Mercado, se refiere al «Mercado mayorista de electricidad» al que se refiere el
artículo 1 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.
– Participante en el mercado (PM), es una persona física o jurídica que compra,
vende o genera electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la
participación activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la
emisión de órdenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad
incluyendo el mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del artículo 2 del
Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de electricidad.
– Proveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en inglés): participante en
el mercado que suministra energía de balance y/o reserva de balance a los TSO, tal
como se define en el punto (12) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al
mercado interior de la electricidad.
– Sujeto de liquidación responsable del balance (BRP, por sus siglas en inglés):
participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el
mercado de la electricidad, tal como se define en el punto (14) del artículo 2 del
Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
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Adicionalmente, se incorporan en este procedimiento las definiciones de los
programas y asignaciones publicados por el OS:
– Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF): Es el programa de energía
diario de las diferentes unidades de programación que integra la nominación de los
programas de energía derivados del uso de los derechos físicos de capacidad de largo
plazo en la interconexión Francia-España, los resultados de la casación del mercado
diario y la información de ejecución de contratos bilaterales con entrega física nominados
al OS antes y después del mercado diario.
– Programa Diario Viable Provisional (PDVP): Es el programa de energía diario de
las diferentes unidades de programación que incorpora, sobre el PDBF, las
modificaciones de programa derivadas del proceso diario de solución de las restricciones
técnicas identificadas en el programa diario base de funcionamiento.
– Asignación diaria de banda de regulación secundaria: Proceso de asignación de
ofertas de reserva de regulación secundaria realizado por el OS para garantizar la
disponibilidad de la reserva de regulación secundaria a subir y a bajar requerida por el
sistema para el día siguiente.
– Programa Final tras las subastas del mercado intradiario (PHF): Es el programa de
energía de las diferentes unidades de programación que incorpora, sobre el PDVP, los
ajustes de programa realizados en el mercado intradiario (subastas y rondas del
mercado intradiario continuo) en cada una de las subastas del mercado intradiario para
los periodos de programación negociables en cada una de dichas subastas.
– Programa Final definitivo (PHFC): Es el programa de energía de las diferentes
unidades de programación, que incorpora, sobre el PDVP, los ajustes de programa
realizados en el mercado intradiario (subastas y rondas del mercado intradiario continuo)
en cada una de las rondas del mercado intradiario continuo para los periodos de
programación negociables en cada una de dichas rondas.
– Programa Operativo (P48): Es el programa de energía de las diferentes unidades de
programación que incorpora, sobre el PDVP, los ajustes de programa realizados en
horizonte intradiario y los cambios de programa entre BRPs comunicados al OS tras el
mercado intradiario continuo, las modificaciones de los programas necesarias para la
solución de restricciones técnicas en tiempo real, las asignaciones de ofertas realizadas en
los mercados de balance y los redespachos de energía derivados de las declaraciones de
indisponibilidad y de la comunicación de desvíos de las unidades de programación.
La publicación del P48 se inicia tras la publicación del PDVP para las horas
correspondientes al día en curso y el horizonte completo del día siguiente, pudiendo ser
actualizado posteriormente en cualquier momento, con anterioridad y durante la misma
hora de suministro de la energía.
– Programa Operativo de Cierre (P48CIERRE): Es la publicación que recoge el
programa P48 de un día completo. Se publica una vez ya transcurrido el día.
5. Publicación de información previa al mercado diario.
Antes de las 10:30 horas, el OS pondrá a disposición de los PM y, en su caso, del
operador del mercado (OM) u otras entidades, conforme a la regulación vigente, la
información correspondiente al día siguiente y referente a:
– Previsión de demanda total del sistema por periodo de programación cuarto-horario.
– Previsiones de generación de energía eólica y solar por periodo de programación
cuarto-horario.
– Volumen agregado de indisponibilidades de las unidades de programación.
– Situación prevista de la red de transporte.
– Valores de previsión de capacidad en las interconexiones internacionales:
capacidad de intercambio (NTC, por sus siglas en inglés) y capacidad de intercambio
disponible (ATC, por sus siglas en inglés), en ambos casos, por periodo de programación
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cuarto-horario para las publicaciones de los participantes en el mercado y con resolución
horaria para los intercambios de información con el OM.
El OS mantendrá actualizada esta información conforme a lo establecido en el
procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información
relativos al proceso de programación.
6. Elaboración del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
Antes de las 13:30 horas, o bien antes de transcurridos 30 minutos tras la publicación
de la información correspondiente a los resultados de la casación de ofertas en el
mercado diario, el OS pondrá a disposición de todos los participantes en el mercado, y
del OM, el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) de las unidades de
programación para el día siguiente.
El Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) integra la nominación de los
programas de energía derivados de la nominación del uso de los derechos físicos de
capacidad de largo plazo en la interconexión Francia-España, los resultados de la
casación de ofertas del mercado diario y los contratos bilaterales con entrega física
nominados al OS antes y después del mercado diario. En caso de desacoplamiento de
los mercados diarios, se integrarán también en el PDBF los programas establecidos a
través de la interconexión Francia-España en uso de los derechos físicos de capacidad
asignados en la subasta diaria de respaldo.
Para la elaboración del PDBF se aplicarán, a las nominaciones de programas del
mercado diario y a la nominación de contratos bilaterales, las validaciones establecidas
en el anexo V de este procedimiento.
6.1 Nominación del uso de los derechos físicos de capacidad de intercambio de
largo plazo en la interconexión Francia-España.
El OS, o tercero autorizado, notificará a los participantes del mercado los derechos
físicos de capacidad anuales y mensuales autorizados, conforme a las reglas de
asignación de capacidad aplicables a la interconexión Francia-España.
Las diferencias entre los derechos físicos de capacidad autorizados para la
programación y los derechos físicos de capacidad previamente asignados serán las
posibles reducciones de capacidad debidas a la identificación de una situación de
congestión en la interconexión.
Con anterioridad al cierre del mercado diario, y siguiendo los horarios fijados en el
anexo I y en las reglas de asignación de capacidad aplicables a la interconexión Francia-
España, se llevarán a cabo una serie de procesos sucesivos:
– Antes de las 8:30 horas, el OS recibirá de los participantes en el mercado las
notificaciones de uso de los derechos físicos de capacidad anual y mensual que hayan
sido autorizados. En el sistema eléctrico peninsular español, se considerará como
notificación de uso de los derechos físicos de capacidad la comunicación por el PM de la
ejecución de uno o más contratos bilaterales establecidos entre la unidad de
programación para la importación (o la unidad de programación para la exportación) y las
unidades de programación genéricas, definidas ambas en el anexo II de este
procedimiento de operación.
La falta de notificación de uso de la capacidad autorizada en los plazos establecidos
supondrá una reventa de los derechos físicos de capacidad correspondientes y dicha
capacidad será incluida por los OS en los valores de capacidad máxima utilizables por el
mecanismo de acoplamiento de los mercados en horizonte diario.
– Seguidamente, los operadores de los sistemas eléctricos francés y español
intercambiarán la información relativa a las notificaciones de uso recibidas. A partir de los
resultados de dichos intercambios de información relativos a la utilización de los
derechos físicos de capacidad anual y mensual autorizados, los dos OS establecerán
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conjuntamente el valor total de los derechos físicos de capacidad asignados y cuyo uso
ha sido notificado en ambos sistemas eléctricos.
– Una vez intercambiadas las notificaciones de uso de las capacidades asignadas
en horizontes anual y mensual, los derechos de uso no notificados serán objeto de
reventa y dicha capacidad será incluida por los OS que comparten la correspondiente
interconexión en los valores de capacidad máxima utilizables por el mecanismo de
acoplamiento de mercados en horizonte diario. En ese mismo proceso, los dos OS
aplicarán el principio de superposición de transacciones firmes en contradirección,
maximizando de este modo la utilización de la capacidad de intercambio.
– Antes de las 9:00 horas, el OS pondrá a disposición del OM la información de los
derechos físicos de capacidad asignados en horizontes anual y mensual y cuyo uso ha
sido notificado en ambos sistemas eléctricos, y los valores de capacidad máxima
utilizables por el mecanismo de acoplamiento de mercados en horizonte diario.
6.2 Nominaciones de contratos bilaterales físicos antes del mercado diario.
Antes de las 10:15 horas, el OS recibirá la nominación correspondiente a:
Contratos bilaterales internacionales con entrega física en interconexiones en las que
no existe un procedimiento coordinado de asignación de capacidad.
Contratos bilaterales internos con entrega física que han elegido la opción de
nominación firme previa al mercado diario.
Antes de las 10:30 horas, el OS pondrá a disposición del OM la información relativa a
la nominación de contratos bilaterales con entrega física realizada ante el OS con
anterioridad al mercado diario.
En el caso de que detecte que se ha producido una incidencia, el OS, en
coordinación con el OM podrá realizar las actuaciones oportunas y, en su caso, podrá
realizar nuevos envíos de esta información modificando la ya enviada. En caso de
producirse esta situación, el OM y los OS del sistema ibérico adoptarán sus mejores
esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
6.3 Resultado del mercado diario.
Antes de las 13:00 horas, el OS recibirá del OM el resultado de la casación en el
mercado diario, incluidos, en su caso, los programas de energía derivados de la
integración en el mercado de las contrataciones establecidas en el mercado a plazo con
entrega física de la energía, el orden de mérito de las ofertas de compra y venta de
energía resultante de la casación de ofertas en dicha sesión del mercado diario, y todas
las ofertas presentadas a dicha sesión.
Asimismo, el OS recibirá del OM la información relativa al precio marginal del
mercado diario correspondiente a las zonas de oferta de España, Portugal y Francia y
los valores de los programas de intercambio a través de las interconexiones entre
España y Francia y entre España y Portugal, así como en las interconexiones
internacionales no comunitarias.
6.4 Nominaciones después del mercado diario.
Antes de las 13:00 h, o bien antes de transcurridos 20 minutos tras la publicación de
la información correspondiente a los resultados de la contratación en el mercado diario,
el OS recibirá de los participantes del mercado la nominación de los siguientes
programas:
– Programas resultantes del mercado diario en unidades de programación, en caso
de no correspondencia unívoca entre la unidad de oferta en el mercado diario y la unidad
de programación
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– Contratos bilaterales con entrega física internos que no hayan elegido la opción de
nominación firme previa al mercado diario, incluidos los contratos bilaterales con entrega
física entre empresas comercializadoras.
– Modificaciones de contratos bilaterales internos que hayan elegido la opción de
nominación firme previa al mercado diario, siempre que esta modificación suponga un
incremento del programa de energía firme previamente comunicado y no se modifiquen las
unidades de programación con las cuales el contrato bilateral haya sido previamente nominado.
6.5 Subasta Diaria de Respaldo (SDR) en la interconexión Francia-España.
En caso de desacoplamiento de mercados, la capacidad de intercambio disponible
en el horizonte diario será ofrecida en una Subasta Diaria de Respaldo (SDR) de
acuerdo con lo dispuesto en las reglas de asignación de capacidad aplicables a la
interconexión Francia-España.
Tras la SDR, el OS o tercero habilitado pondrá a disposición del OM el valor de
capacidad diaria autorizada para cada participante en el mercado en cada sentido de
flujo, al objeto de que esta información pueda ser tenida en cuenta para la aceptación de
ofertas al mercado diario en los casos que así corresponda.
Antes de las 13:00 horas, o bien antes de transcurridos 20 minutos tras la publicación
de la información correspondiente a los resultados del mercado diario, el OS recibirá la
nominación de los contratos bilaterales con entrega física establecidos entre la unidad de
programación genérica y la unidad de programación en frontera, al objeto de transferir, y
anular así, el programa de la unidad genérica.
Finalmente, y en caso de desacoplamiento de mercados, y si excepcionalmente esta
SDR no pudiera celebrarse, la capacidad de intercambio disponible en el horizonte diario
será ofrecida en el mercado intradiario.
7. Comunicación al OS de información relevante para los análisis de seguridad
7.1 Desgloses de programa en unidades físicas
Los participantes en el mercado facilitarán al OS la información correspondiente a los
desgloses del programa de las unidades de programación por unidad física y, en caso de
que así sea de aplicación, por unidades equivalentes de acuerdo con los criterios de
desglose de programas que haya establecido el OS de forma específica para dicha
unidad de programación, al objeto de que esta información pueda ser tenida en cuenta
en los análisis de seguridad del sistema.
Con carácter general, las unidades físicas se encuentran definidas en el anexo II de
este procedimiento para cada tipo de unidad de programación. Por razones de seguridad
del sistema, en determinados casos el OS podrá definir y comunicar previamente a los
participantes del mercado, los criterios y códigos específicos a utilizar para la realización
de estos desgloses en unidades físicas equivalentes, conforme a lo establecido en el
anexo II de este procedimiento.
Este desglose de programas será aplicable a todas aquellas unidades de
programación compuestas por más de una unidad física en los diferentes horizontes de
programación en los que la unidad de programación haya modificado su programa:
– En horizonte diario, antes de las 13:00 horas, o bien antes de transcurridos 20
minutos tras la publicación de la información correspondiente a los resultados del
mercado diario.
– En horizonte intradiario:
• Antes de transcurridos 15 minutos tras la recepción de los resultados de las
subastas del mercado intradiario.
• Tras el mercado intradiario continuo, con una antelación no inferior a 50 minutos
respecto al inicio del periodo horario de suministro de la energía.
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– En tiempo real, con una antelación no inferior a 5 minutos respecto al inicio del
periodo del suministro de la energía.
Se considerará que el desglose de una unidad de programación es incorrecto cuando
la suma de los programas desglosados correspondientes a las unidades físicas que
componen dicha unidad de programación difiera del programa de la unidad de
programación, con una tolerancia de ± 0,1 MWh.
7.2 Comunicación de potencias hidráulicas máximas y valores mínimos por unidad
de programación hidráulica.
Antes de las 13:00 horas, o bien antes de transcurridos 20 minutos tras la publicación
de la información correspondiente a los resultados del mercado diario, los participantes
del mercado con unidades de gestión hidráulica o con unidades de programación de
tecnología hidráulica, consideradas relevantes para los análisis de seguridad, deberán
facilitar al OS la siguiente información:
– Potencias hidráulicas totales máximas por unidad de programación que, en caso
de que así se les requiera por razones de seguridad del sistema, pueden ser
suministradas y mantenidas por dicha unidad de programación durante un tiempo
máximo de 4 y de 12 horas.
– Potencia hidroeléctrica mínima que debe mantener dicha unidad de programación
hidráulica durante 4 horas consecutivas.
8. Elaboración del Programa Diario Viable Provisional (PDVP).
El programa de energía diario de las diferentes unidades de programación incorpora
las modificaciones de programa introducidas en el PDBF derivadas del proceso diario de
solución de las restricciones técnicas del PDBF, conforme a lo establecido en el
procedimiento de operación de restricciones técnicas.
El periodo de recepción de ofertas para el proceso de solución de restricciones
técnicas del PDBF se abrirá a las 12:00 horas del día anterior al del suministro de
energía, y se mantendrá abierto hasta 15 minutos después de la publicación del PDBF.
El OS podrá prolongar este plazo de recepción de ofertas, sólo en casos excepcionales y
previa comunicación a todos los PM a través de la página Web privada de eSIOS,
comunicación en la que se indicará la nueva hora de cierre del período de recepción de
ofertas, y el motivo de la prolongación del periodo de recepción de ofertas.
El OS, teniendo en cuenta la capacidad de intercambio y los programas en las
interconexiones internacionales, las mejores previsiones de demanda y de producción de
origen eólico y solar en el sistema eléctrico peninsular español y la disponibilidad
prevista de las instalaciones de red y de las unidades de programación, aplicará un
análisis de seguridad sobre el PDBF para detectar las posibles restricciones técnicas y
sus posibles soluciones, seleccionando aquéllas que, resolviendo la restricción con un
margen de seguridad adecuado, impliquen un menor coste para el sistema.
El OS procederá para ello a realizar las modificaciones de programa que sean
precisas para la solución de las restricciones detectadas, y establecerá además las
limitaciones de programa por seguridad que sean necesarias para evitar la aparición de
nuevas restricciones técnicas en los procesos y mercados posteriores, de acuerdo con lo
fijado en el procedimiento de operación de restricciones técnicas.
En este mismo proceso, el OS introducirá las modificaciones requeridas en el PDBF
que hayan sido solicitadas por los gestores de la red de distribución en aquellos casos
en los que éstos identifiquen y comuniquen de forma fehaciente al OS la existencia de
restricciones técnicas en la red objeto de su gestión, de acuerdo con lo fijado en el
procedimiento de operación por el que se establece la solución de restricciones técnicas.
Tras la solución de las restricciones técnicas identificadas, el OS procederá, en su
caso, a realizar las modificaciones adicionales de programa necesarias para obtener
nuevamente un programa equilibrado en generación y demanda, de acuerdo con lo
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establecido en el procedimiento de solución de restricciones técnicas, respetando las
limitaciones de programa establecidas por razones de seguridad.
En caso de congestión en la interconexión España-Marruecos, el programa PDVP
incorporará las modificaciones de programa necesarias de contratos bilaterales
nominados en la interconexión España-Marruecos conforme a lo establecido en el
artículo 15 de la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la CNMC, por la que se
establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista y la
gestión de la operación del sistema.
Asimismo, antes de las 14:45 horas, o en todo caso, antes de transcurridos 75
minutos tras la publicación del PDBF, el OS pondrá a disposición de los PM y del OM los
resultados de la subasta de capacidad de contratos bilaterales con entrega física
efectuada para la interconexión entre España y Marruecos.
El programa PDVP de las unidades de programación localizadas en el sistema
eléctrico peninsular español resultante de este proceso será publicado por el OS no más
tarde de las 14:45 horas, o en todo caso, antes de transcurridos 75 minutos tras la
publicación del PDBF.
9. Asignación diaria de banda de regulación secundaria.
Cada día, el OS establecerá los requerimientos de banda de regulación secundaria
para cada uno de los periodos de programación cuarto-horarios del día siguiente, de
acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establece la reserva
para la regulación frecuencia-potencia.
Estos requerimientos de banda de regulación secundaria necesaria para cada periodo
de programación del día siguiente serán publicados por el OS antes las 14:45 horas.
Una vez publicados los requerimientos de banda de regulación secundaria, el OS
abrirá el periodo de recepción de ofertas para la prestación del servicio de regulación
secundaria, proceso que se cerrará a las 16:00 horas, o, en todo caso, hasta 75 min tras
la publicación del PDVP.
Con las ofertas de banda de regulación secundaria recibidas, el OS asignará la
prestación del servicio de regulación secundaria con criterios de mínimo coste, siguiendo
el proceso descrito en el procedimiento de operación por el que se establece el servicio
de regulación secundaria.
Antes de las 16:30 horas, o en todo caso, antes de transcurridos 30 minutos tras el
cierre de la presentación de ofertas de regulación secundaria, el OS publicará los
resultados de la asignación de banda de regulación secundaria para todos y cada uno de
los periodos de programación del día siguiente.
Con una antelación no inferior a 10 minutos respecto al inicio del periodo cuarto-
horario de suministro de energía, el responsable de una zona de regulación podrá
solicitar al OS la aplicación del mecanismo de reducción de banda de regulación
secundaria para evitar el incumplimiento del compromiso de banda adquirido el día
anterior debido al seguimiento de instrucciones del OS en tiempo real, conforme a lo
establecido en el procedimiento de operación por el que se establece el servicio de
regulación secundaria.
10. Reserva de regulación terciaria.
Cada día, el OS establecerá los requerimientos de reserva de regulación terciaria
para cada uno de los periodos de programación cuarto-horarios del día siguiente, de
acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establece la reserva
para la regulación frecuencia-potencia.
Estos requerimientos de reserva de regulación terciaria necesaria para cada periodo de
programación cuarto-horario del día siguiente serán publicados antes de las 21:00 horas.
Antes de las 23:00 horas, los participantes en el mercado proveedores del servicio de
regulación terciaria deberán presentar ofertas de toda la reserva de regulación terciaria
que tengan disponible tanto a subir como a bajar para todo el horizonte de programación
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del día siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se
establecen las condiciones para la prestación del servicio de regulación terciaria.
Estas ofertas deberán ser actualizadas de forma continua por los PM siempre que se
produzcan modificaciones en la programación o en la disponibilidad de sus unidades de
programación, siendo obligatoria la oferta de toda la reserva de regulación terciaria
disponible en cada unidad de programación.
Los participantes en el mercado podrán actualizar sus ofertas para el mercado de
regulación terciaria hasta 25 minutos antes del inicio del periodo cuarto-horario de
suministro de energía, salvo en aquellos casos en los que el OS comunique a través de
la página Web privada de eSIOS una prolongación del periodo de tiempo disponible para
la actualización de estas ofertas.
11. Programación intradiaria.
11.1 Elaboración del Programa Final tras las subastas del mercado intradiario (PHF).
De acuerdo con los horarios establecidos en el anexo I de este procedimiento, el OS
recibirá del OM la información referente al resultado de las subastas del mercado
intradiario, el orden de mérito de las ofertas de compra y venta de energía resultante de
la casación de ofertas en dicha subasta del mercado intradiario y todas las ofertas
presentadas a dicha sesión de subasta.
Asimismo, el OS recibirá del OM la información relativa al precio marginal de cada
una de las sesiones de subasta del mercado intradiario correspondiente a las zonas de
oferta de España y de Portugal para cada periodo de programación.
Tras la comunicación por el OM del programa resultante de la casación de ofertas en
las subastas del mercado intradiario y antes de la hora límite establecida en el anexo I, el
OS recibirá de los participantes en el mercado, las nominaciones de programas
correspondientes a dicha sesión de subasta por unidad de programación (UP), en
aquellos casos en los que en una misma unidad de oferta (UO) estén integradas dos o
más unidades de programación.
Los programas por unidad de programación nominados deberán respetar, en su
caso, las limitaciones establecidas por seguridad establecidas en el anexo V de este
procedimiento de operación.
El PHF de unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico peninsular
español será publicado por el OS tras cada una de las sesiones de subasta a partir del
resultado de la agregación de todas las transacciones firmes formalizadas para cada
periodo de programación negociable en dicha subasta, como consecuencia del PDVP y
de las sesiones y rondas del mercado intradiario realizadas hasta el momento de su
publicación.
El OS procederá a publicar el Programa Final (PHF) en el horario fijado en el anexo I
de este procedimiento de operación.
Con posterioridad a cada sesión de subasta del mercado intradiario, en el horario
establecido en el anexo I, los operadores de los sistemas eléctricos portugués y español
establecerán de forma conjunta el programa resultante en la interconexión Portugal-
España tras las sesiones de subasta del mercado intradiario, al objeto facilitar dicho
programa a la Plataforma de Contratación Continua Europea para el cálculo por parte de
la misma de la capacidad de intercambio disponible en la interconexión Portugal-España
para la negociación en el mercado intradiario continuo.
11.2 Elaboración Programa Final definitivo (PHFC).
Al objeto de elaborar el Programa Final definitivo (PHFC) correspondiente a cada
periodo horario de programación, el OS recibirá la siguiente información:
– De la Plataforma de Contratación Continua Europea: los flujos en las interconexiones
como resultado de las transacciones realizadas en el mercado intradiario continuo.
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– Del OM: Con una anterioridad no inferior a 50 minutos respecto al periodo horario
de inicio de programación, la información referente a las transacciones negociadas por
los participantes en el mercado de la zona de oferta española en el mercado intradiario
continuo. Asimismo, el OS recibirá la información relativa al precio horario de referencia
de la energía gestionada en el mercado intradiario continuo.
– De los PM: Con una anterioridad no inferior a 50 minutos respecto al periodo horario de
inicio de programación, las nominaciones de programas para la correspondiente ronda por
unidad de programación (UP), en aquellos casos en los que en una misma unidad de oferta
(UO) esté integrada por dos o más unidades de programación.
Las nominaciones de programas en unidades de programación deberán respetar, en
su caso, las limitaciones de programa establecidas por seguridad del sistema.
El OS realizará las validaciones descritas en el anexo V respecto a las nominaciones
de programa enviadas por los participantes en el mercado.
El Programa Final definitivo (PHFC) se establecerá por el OS a partir del resultado
del PDVP y de la agregación de todas las transacciones firmes formalizadas con
posterioridad a cada una de las subastas y rondas del mercado intradiario continuo para
los periodos de programación negociables en cada una de las subastas y rondas del
mercado intradiario continuo.
El OS procederá a publicar el PHFC para los periodos de programación negociados
en cada ronda, con una antelación no inferior a 45 minutos respecto al inicio del periodo
de programación.
El OS elaborará y publicará el PHFC a partir del PHFC anterior, o en su defecto, del
PHF anterior, en los siguientes casos:
En aquellos casos en los que previo a la confirmación de los resultados del mercado
intradiario continuo, el OM publique la anulación de las transacciones realizadas durante
la última ronda.
En aquellos casos en los que por la existencia de una incidencia no se disponga de
los resultados del mercado intradiario continuo o habiéndose recibido, no hayan sido
confirmados con una anterioridad no inferior a 40 minutos respecto al periodo horario de
inicio de programación.
En aquellos casos en los que el OS no pueda integrar en su sistema con una anterioridad
de 40 minutos respecto al periodo de inicio del horizonte de programación la información
oficial confirmada por el OM referente a las transacciones negociadas por los participantes en
el mercado de la zona de oferta española en el mercado intradiario continuo.
En todos estos casos se respetarán los programas de intercambios internacionales
resultantes del mercado intradiario continuo, siempre que el OS disponga de dichos
programas facilitados por la Plataforma de contratación Continua Europea. El saldo
horario que resulte en la interconexión con Francia por transacciones anuladas en el
sistema eléctrico peninsular español se financiará con cargo a la renta de congestión en
la interconexión con Francia. Asimismo, el saldo horario que resulte en la interconexión
con Francia por transacciones anuladas con el sistema eléctrico peninsular portugués se
financiará con cargo a la renta de congestión en la interconexión con Portugal.
En estas situaciones, el OS tan pronto como sea posible, mantendrá informados a
los PM a través de la Web privada de eSIOS.
12. Cambios internos de programa entre BRP.
Los cambios de programa entre BRP internos, dentro del sistema eléctrico peninsular
español, serán realizados a través de comunicaciones enviadas al OS por los
participantes en el mercado, conforme a lo indicado en este apartado.
Después del cierre de cada ronda del mercado intradiario continuo, los participantes
en el mercado podrán comunicar al OS cambios de programa, conforme a los criterios
establecidos de las Condiciones relativas al Balance aprobadas por la CNMC, indicando
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la causa que motiva el cambio de programa conforme a las categorías establecidas en el
documento de intercambio de información con el OS.
En este sentido, el OS contrastará la nominación del cambio de programa con la
información de las indisponibilidades comunicadas por los participantes del mercado u
otras situaciones que puedan corresponder a incidentes sobrevenidos, y, en su caso,
informará a la CNMC de cualquier incumplimiento relativo a los términos en los que se
deben realizar los cambios de programa entre participantes en el mercado.
Los cambios de programa de unidades de programación serán comunicados al OS
por ambos participantes en el mercado, salvo en el caso de que los cambios de
programa se produzcan entre unidades de programación del mismo participante en el
mercado, en cuyo caso sólo será necesaria una única comunicación.
Los participantes en el mercado podrán enviar cambios de programas para la hora
siguiente (no negociable ya en el mercado intradiario continuo), con una antelación no
inferior a 30 minutos respecto al inicio del primer periodo de programación cuarto-horario
de dicha hora. No se permitirán transferencias de asignaciones de energía de balance
entre unidades de programación.
Los cambios de programa se realizarán por periodos de programación cuarto-horarios.
En caso de que las nominaciones de programa no respeten los límites físicos de las
unidades de programación o las limitaciones establecidas por seguridad del sistema, la
nominación será rechazada en su totalidad.
El OS procederá a aceptar el cambio de programa una vez recibidas y validadas las
comunicaciones de cambio de programa por parte de ambos participantes en el mercado
o del participante en el mercado, en caso de cambios de programación entre unidades
de programación del mismo participante en el mercado.
Desde el momento de su aceptación, el cambio de programa se considerará firme, y,
en su caso, modificará la posición del correspondiente BRP y se tendrá en cuenta en los
procesos de gestión y asignación de los servicios de ajuste en tiempo real.
13. Servicios de balance.
13.1 Activación de energías de balance procedentes de reservas de sustitución (RR).
La activación e intercambio de energías de balance procedentes de reservas de
sustitución (RR, por sus siglas en inglés) en el sistema eléctrico peninsular español para
la gestión de los desvíos previstos de generación y consumo respecto al Programa final
definitivo (PHFC) se realizará mediante la utilización de la plataforma europea para el
intercambio de energías de balance RR, conforme a lo establecido en el artículo 19 del
Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se
establece una directriz sobre el balance eléctrico (Reglamento EB).
La activación de energías de balance RR se realizará conforme a lo previsto en el
«Marco de aplicación de la plataforma europea de intercambio de energías de reservas
de sustitución (RRIF, por sus siglas en inglés)», aprobado por las Autoridades
Reguladoras Nacionales de todos los países participantes en este proceso, de acuerdo
con el artículo 5.3.a) del Reglamento EB.
La participación en el proceso europeo de activación e intercambio de energías de
balance RR estará condicionada a la disponibilidad y publicación del PHFC con un margen de
al menos 48 minutos respecto al inicio del correspondiente horizonte de programación.
13.2 Actuaciones ante desequilibrios frecuencia-potencia.
En el momento en que se produzca una incidencia con desequilibrio entre la
generación y demanda, se producirá, de forma automática, la actuación inmediata de la
regulación primaria y secundaria para corregir el desequilibrio, con la consiguiente
pérdida de reserva de regulación secundaria.
Si la reserva de regulación secundaria se redujera por debajo de los niveles deseables por
razones de seguridad del sistema, el OS requerirá la utilización del servicio de regulación
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terciaria para regenerar la reserva secundaria, aplicando para ello el procedimiento de
operación por el que se establece la prestación del servicio de regulación terciaria.
14. Solución de restricciones técnicas en tiempo real.
A partir de la publicación de la asignación de reserva de regulación secundaria, los
PM podrán proceder a actualizar de forma continua para cada periodo de programación
cuarto-horaria del día siguiente, las ofertas de restricciones presentadas para el proceso
de solución de restricciones técnicas del PDBF, para su utilización en el proceso de
solución de restricciones técnicas en tiempo real.
El OS podrá retrasar la hora de apertura para la actualización de las ofertas cuando
se produzcan retrasos en los mercados que lo hagan necesario. En estos casos, los PM
serán informados a través de la Web privada de eSIOS.
La modificación de la programación para la solución de las restricciones técnicas
identificadas en tiempo real se efectuará conforme al procedimiento de operación por el
que se establece el proceso de solución de restricciones técnicas.
15. Elaboración del programa operativo (P48).
La publicación del P48 se inicia tras la publicación del PDVP para las horas correspondientes
al día en curso y el horizonte completo del día siguiente, pudiendo ser actualizado posteriormente
en cualquier momento, con anterioridad y durante la hora de programación.
Una vez finalizado el horizonte diario de programación, el OS pondrá a disposición
de los PM el programa cierre definitivo del P48 del día anterior (P48CIERRE).
La modificación del programa de energía de una unidad de programación en el P48
respecto del anterior podrá venir motivada por:
– Modificaciones de los programas del mercado intradiario.
– Modificaciones derivadas de la comunicación de cambio de programas entre BRP.
– Modificaciones por aplicación del proceso de activación de energías de balance
procedentes de reservas de sustitución (RR), o por asignación de ofertas de energía de
regulación terciaria.
– Modificación de la programación para la solución de las restricciones técnicas
identificadas en tiempo real.
– Indisponibilidades sobrevenidas de las unidades físicas o unidades de
programación comunicadas al OS.
– Comunicación de una unidad de programación de la existencia de desvíos sobre
programa iguales o superiores a 30 MW por imposibilidad técnica de cumplir el
programa, vertidos ciertos, etc.
– Comunicación fehaciente del operador de un sistema eléctrico vecino de la no
conformidad total o parcial del programa de intercambio de energía previamente
nominado por un participante en el mercado.
– Modificación de la programación para la resolución de una congestión en una
interconexión internacional mediante la aplicación de una reducción de los programas de
intercambio previstos o de acciones coordinadas de balance.
– Establecimiento de intercambios internacionales de apoyo por seguridad entre
sistemas eléctricos vecinos.
16. Programas de intercambios internacionales.
Para establecer los valores finales de los programas de intercambio que serán tenidos en
consideración para el establecimiento del valor de ajuste del sistema de regulación frecuencia-
potencia encargado de controlar el intercambio de energía entre los dos sistemas eléctricos que
comparten cada interconexión eléctrica, se tendrán en cuenta, de manera coordinada con los OS
vecinos, los programas de intercambio de energía resultantes de los siguientes procesos:
– Nominación de derechos físicos de capacidad a largo plazo autorizados,
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– nominación de contrates bilaterales físicos a través de las interconexiones en las
que no esté establecido un mecanismo coordinado de asignación de derechos de
capacidad en el largo plazo,
– acoplamiento de mercados diarios y, en caso de producirse un desacoplamiento
de mercados, aplicación de las Subastas de Respaldo,
– mercado intradiario continuo y, en su caso, subastas europeas de fijación de precio
de la capacidad de intercambio en horizonte intradiario,
– mercado intradiario de subastas regionales complementarias MIBEL,
– participación en las plataformas europeas de balance,
– gestión coordinada de congestiones identificadas en la interconexión en tiempo real y
– establecimiento de intercambios internacionales de apoyo por seguridad entre
sistemas eléctricos vecinos.
17. Intercambios de información dentro del proceso de programación.
Sin perjuicio de la información publicada por el OS a través de sus páginas Web,
todos los intercambios de información entre el OS y el OM y entre el OS y los PM
realizados en el marco del proceso de programación, serán efectuados utilizando los
medios y la estructura prevista en las ediciones vigentes del procedimiento establecido
para los intercambios de información del OS con los PM y el procedimiento conjunto
acordado entre el OS y el OM.
Antes de poner en funcionamiento cualquier nuevo intercambio de información, el OS
propondrá una fase previa de realización de las pertinentes pruebas de intercambios de
información entre todos los participantes del mercado afectados.
En aquellos casos en los que se verifique la existencia de una incidencia durante el
proceso de programación, y ésta pueda ser corregida sin afectar de forma importante a
dicho proceso, el OS, en coordinación con el OM, realizará las actuaciones oportunas para
su resolución y, en su caso, procederá a la publicación de una nueva versión del programa
correspondiente, manteniendo informados en todo momento a los PM y al OM de estas
actuaciones. En el caso de darse esta situación, el OM y el OS adoptarán sus mejores
esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
ANEXO I
Horarios establecidos para los intercambios de información
1. Horarios de publicación a del proceso de programación diario.
Concepto Hora límite de publicación (D-1)
Nominación de los PM al OS de la capacidad asignada en las subastas de capacidad anuales y
mensuales en la interconexión Francia-España. 8:30 horas.
El OS pone a disposición del OM y PM la información de derechos físicos de capacidad obtenidos en
horizontes anual y mensual para la interconexión Francia-España cuyo uso ha sido notificado en ambos
sistemas eléctricos.
9:00 horas.
Nominación de los PM al OS de contratos bilaterales antes del mercado diario:
 – Contratos bilaterales internacionales con entrega física a través de interconexiones en las que no
esté establecido un procedimiento coordinado de asignación de capacidad.
 – Contratos bilaterales internos con entrega física.
10:15 horas.
Publicación del OS a los PM de la información previa al merado diario.
El OS pondrá a disposición del OM:
 – La capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales disponible antes del mercado
diario (ATC).
 – Los contratos bilaterales nominados al OS con anterioridad al mercado diario.
10:30 horas.
Publicación de los resultados del mercado diario. 13:00 horas.
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Concepto Hora límite de publicación (D-1)
Nominaciones de programa de los PM al OS por UP correspondientes a:
 – Contratos bilaterales internos con entrega física.
 – Nominaciones de los resultados del mercado diario (en caso de UO que integran varias UPs).
 – Nominación de los correspondientes contratos bilaterales con entrega física en caso celebración de
la SDR en la interconexión Francia-España.
Envío de los PM al OS del programa correspondiente a:
 – Desgloses de UP en UF.
 – Potencias hidráulicas máxima y mínima.
13:00 horas.
(en todo caso, hasta 20 min tras la
publicación de los resultados del mercado
diario).
Publicación PDBF por el OS.
13:30 horas.
(en todo caso, hasta 30 min tras
publicación de los resultados del mercado
diario).
Presentación de ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas. Desde las 12:00 horas hasta 15 min tras
publicación PDBF.
Puesta a disposición de los PM y del OM de los resultados de la subasta de capacidad de contratos
bilaterales con entrega física efectuada, en caso de congestión, en la interconexión España-Marruecos 14:45 horas.
Publicación PDVP por el OS.
14:45 horas.
(en todo caso, hasta 75 min tras
publicación PDBF).
Requerimientos de banda de regulación secundaria. 14:45 horas.
Presentación de ofertas de banda regulación secundaria.
16:00 horas.
(en todo caso, hasta 75 minutos tras la
publicación del PDVP).
Asignación de banda de regulación secundaria.
16:30 horas.
(en todo caso, hasta 30 minutos tras el
cierre de presentación de ofertas de
regulación secundaria).
Requerimientos de reserva de regulación terciaria. 21:00 horas.
Presentación de ofertas de regulación terciaria. 23:00 horas.
2. Horarios de publicación de los programas PHF.
Sesión 1.ª Sesión 2.ª Sesión 3.ª Sesión 4.ª Sesión 5.ª Sesión 6.ª
Cierre de sesión subastas MI. 15:00 17:50 21:50 1:50 4:50 9:50
Resultados subastas MI. 15:07 17:57 21:57 1:57 4:57 9:57
Comunicación resultados en la interconexión ES-PT
a la Plataforma de Contratación Continua Europea. 15:08 17:58 21:58 1:58 4:58 9:58
Recepción de nominaciones por UP y desgloses (*). 15:22 18:12 22:12 2:12 5:12 10:12
Publicación PHF (**). 15:27 18:17 22:17 2:17 5:17 10:17
Horizonte de programación. 24 horas 28 horas 24 horas 20 horas 17 horas 12 horas
(Periodos horarios). (1-24 D) (21-24 D-1
y 1-24 D) (1-24) (5-24) (8-24) (13-24)
(*): 15 minutos desde la recepción de los resultados de las subastas MI.
(**): 5 minutos desde el cierre de recepción de nominaciones y desgloses.
D: Día de programación; D-1: Día anterior al de programación
Nota aclaratoria: En caso de retrasos en alguna de las publicaciones, se modificarán los horarios según se describe en este procedimiento de operación. Si
como consecuencia de estos retrasos se viera afectada la secuencia de programación de la operación, el OS informará oportunamente a los PM mediante la página
web privada de eSIOS.
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ANEXO II
Unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico peninsular español
1. Conceptos generales.
La unidad de programación (UP) es la unidad elemental por medio de la cual se
establecen los programas de energía en el mercado mayorista de electricidad definidos
en este procedimiento de operación. Al objeto de facilitar los análisis de seguridad
realizados por el OS, las UP estarán compuestas por una o más Unidades Físicas (UF).
Los códigos de identificación de estas unidades en el sistema eléctrico peninsular
español serán aprobados por el OS conforme a los medios y procedimientos establecidos
para el alta de unidades de programación en el sistema eléctrico peninsular español.
Adicionalmente, cada unidad de programación y unidad física deberá tener asociado
el correspondiente Energy Identificación Code (EIC). Este código constituirá la clave
única de registro de las unidades en el Operador del Sistema y será el utilizado por el
mismo para reportar la información relativa a las unidades de acuerdo con el Reglamento
(UE) 543/2013 de la Comisión, de 14 de junio de 2013, sobre la presentación y
publicación de datos de los mercados de la electricidad y el Reglamento (UE) 1227/2011
del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la
transparencia del mercado mayorista de la energía (REMIT).
Las unidades de programación serán gestionadas por los participantes en el
mercado. En caso de que el participante del mercado sea distinto del titular de la
instalación de producción o de almacenamiento:
– Si el participante del mercado es un representante en nombre ajeno
(representación directa), deberá actuar con la unidad de programación del titular de la
instalación de producción o de almacenamiento.
– Si el participante del mercado es un representante en nombre propio
(representación indirecta) de instalaciones de potencia instalada superior a 1 MW o
agrupaciones de instalaciones cuya suma de potencias instaladas sea superior a 1 MW,
podrá actuar con una unidad de programación propia del representante o con la unidad
de programación del titular de la instalación de producción o de almacenamiento.
– Si el participante en el mercado es representante de unidades de programación
compuestas por una única unidad física agregadora, conforme a lo establecido en el
apartado 2.1.c) de este anexo, únicamente podrá actuar con las unidades de
programación propias del representante, con independencia del tipo de representación.
– Si el participante en el mercado es un comercializador de venta, deberá actuar con
la unidad de programación de venta del comercializador.
2. Organización de las unidades de programación.
Los criterios para la organización de las unidades de programación localizadas en el
sistema eléctrico peninsular español son:
2.1 Unidades de programación de generación.
a) Grupo térmico de potencia neta máxima superior o igual a 100 MW.
Se constituirá una única unidad de programación por cada grupo térmico de potencia
neta superior o igual a 100 MW, conforme al valor de potencia neta del registro
administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica (sección primera),
entendiéndose bajo el término de grupo térmico el constituido por un conjunto de uno o
más generadores eléctricos basados en motores térmicos y acoplados mecánica o
térmicamente, pudiendo estar dispuestos sobre ejes diferentes y que comparten el
mismo nudo de conexión a la red de transporte o a la red de distribución.
Las unidades de programación serán clasificadas, atendiendo a la información sobre
su combustible principal obtenida del registro administrativo correspondiente.
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Una unidad de programación térmica estará compuesta de una sola unidad física,
entendiendo como tal, cada clave diferenciada del correspondiente registro
administrativo, salvo en el caso de centrales multieje, como determinados grupos de
ciclo combinado (X turbinas de gas más Y turbinas de vapor), que integrarán tantas
unidades físicas como número de motores térmicos los componen. Los ciclos
combinados multieje operan en distintos modos de funcionamiento.
Se define como modo de funcionamiento cada una de las posibles combinaciones de
turbinas de gas y de turbinas de vapor de las unidades de producción correspondientes a
la tecnología de ciclo combinado, que hayan sido notificadas y cuyo funcionamiento
efectivo haya sido verificado ante el OS.
El modo de funcionamiento de cada unidad de producción de la tecnología de ciclo
combinado se determinará de acuerdo con el programa de entrega de energía de la unidad
de programación asociada a dicha unidad de producción, los datos estructurales facilitados al
OS por el titular de la unidad de programación para cada modo de funcionamiento y, en su
caso, cuando un mismo programa de entrega de energía pueda ser proporcionado con más
de un modo de funcionamiento, mediante el correspondiente desglose en unidades físicas del
programa de entrega de energía de la unidad de programación, enviado al OS por el
participante en el mercado titular de la unidad de programación.
En caso de que el modo de funcionamiento de la unidad de producción no se pueda
determinar unívocamente mediante el programa o, en su caso, el desglose del programa
de la unidad de programación, el OS considerará para dicha unidad de programación el
modo de funcionamiento específico que mejor se adecúe a las necesidades que la
seguridad del sistema requiera en cada momento.
Las unidades de programación definidas en este apartado podrán incorporar
instalaciones de almacenamiento asociadas a la instalación de generación, según se
desarrolle normativamente.
b) Unidades de programación correspondientes a unidades de gestión hidráulica.
Se constituirá una única unidad de programación por cada conjunto de instalaciones
hidroeléctricas que pertenezcan a una misma unidad de gestión hidráulica (UGH).
Cada unidad de programación correspondiente a una UGH estará compuesta por
varias unidades físicas. Se considerará como unidad física a cada instalación
hidroeléctrica, entendiendo como tal, cada clave diferenciada del registro administrativo
en el que se encuentre inscrita la instalación.
Podrán integrarse en una misma UGH todas las unidades físicas que cumplan
simultáneamente las siguientes condiciones:
i. Pertenecer a un mismo titular o a titulares representados por el mismo
participante en el mercado en nombre propio (representación indirecta). En caso de
propiedad compartida, se considerará titular al sujeto que tenga atribuida la explotación
según lo acordado entre las partes.
ii. Pertenecer a la misma cuenca hidrográfica, según se define en el artículo 16 del
Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio, por el que se aprueba el texto refundido
de la Ley de Aguas. En el caso de que por la aplicación de esta condición resultaran
agrupaciones de tamaño inferior a 1.000 MW, podrán sumarse a la agrupación, siempre
que se respete el límite anterior, instalaciones hidroeléctricas que no cumplan dicha
condición, siempre que la potencia instalada de cada una de las instalaciones agregadas
no supere los 200 MW y se cumpla al menos uno de los siguientes supuestos:
– La instalación se ubica en la misma demarcación geográfica, según se define en el
el texto refundido de la Ley de Aguas;
– La instalación comparte el punto eléctrico de evacuación con otras instalaciones
pertenecientes a la UGH desde antes de la entrada en vigor de esta disposición;
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No obstante, la CNMC podrá autorizar excepcionalmente agrupaciones que no cumplan
los criterios anteriores en casos debidamente justificados, en los que por el tamaño de las
instalaciones el cumplimiento de los criterios genere una manifiesta ineficiencia.
iii. Todas las instalaciones que se integren en una misma UGH deberán presentar un
mismo régimen económico, con o sin retribución específica, de acuerdo con lo dispuesto
en los artículos 14.7 y 14.7.bis de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
Cada instalación de bombeo puro constituirá por sí misma una unidad de gestión
hidráulica, de acuerdo con lo dispuesto en el apartado 2.3.a) de este anexo.
El titular o representante que desee constituir o modificar una UGH presentará su
solicitud al operador del sistema, quien la elevará a la CNMC acompañada de una
valoración técnica y administrativa de la solicitud, en el plazo máximo de treinta días
hábiles desde la recepción de la misma.
A los efectos de comprobar el cumplimiento de las condiciones de constitución de
la UGH, el operador del sistema podrá requerir al solicitante la información que considere
oportuna, consignando un plazo de respuesta para dicho requerimiento de información
de al menos diez días hábiles. El plazo de valoración por el operador del sistema se
considerará suspendido hasta la recepción de la información solicitada.
La CNMC autorizará o denegará mediante resolución motivada y previo trámite de
audiencia a los interesados.
Mientras el expediente no se resuelva, el solicitante y las unidades físicas afectadas
continuarán participando en el mercado de electricidad conforme a las unidades de
programación vigentes. Igualmente, en caso de denegación de la petición por parte de la CNMC.
La CNMC mantendrá disponible en su página web la lista de UGH vigentes.
c) Unidades de programación de instalaciones o agrupaciones de instalaciones
renovables (salvo UGHs), de cogeneración y de residuos.
Con carácter general, para instalaciones de producción de energía eléctrica que
utilicen fuentes de energía primaria renovable (salvo UGHs), instalaciones de
cogeneración e instalaciones que utilicen residuos como fuente de energía primaria, se
constituirá una única unidad de programación para la entrega de energía, por sujeto de
liquidación responsable del desvío (BRP), participante en el mercado y tipo de
producción, conforme a los tipos establecidos en el siguiente cuadro:
Tipo de producción UP Tipo de producción UF
Gas Natural – Cogeneración.
Derivados del petróleo o carbón.
Energía residual de instalaciones no productoras de energía eléctrica.
Solar fotovoltaica.
Solar térmica.
Eólica Terrestre.
Eólica Marina.
Hidráulica – No UGH. Fluyente/Embalse.
Oceanotérmica, geotérmica.
Biomasa.
Biogás.
Residuos domésticos y similares.
Residuos varios.
Subproductos minería.
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En su caso, estas instalaciones se clasificarán atendiendo a la información relativa a
su tipo de producción principal, obtenida del registro administrativo de instalaciones de
producción de energía eléctrica correspondiente.
Adicionalmente, se deberán distinguir, de forma específica, tantas unidades de
programación como sean necesarias, al objeto de poder diferenciar entre:
Generación a la que le son de aplicación/no le son de aplicación los criterios de
prioridad de despacho.
Generación habilitada/no habilitada para la participación en los servicios de balance
del sistema.
A través de estas UP se integrarán en el sistema, en su caso, las entregas de energía
correspondientes a excedentes de energía no acogidos a compensación simplificada.
Las unidades de programación definidas en este apartado podrán incorporar
instalaciones de almacenamiento asociadas a las instalaciones de generación, según se
desarrolle normativamente.
Organización en Unidades Físicas (UF).
A efectos de lo establecido en este apartado se entiende por:
Instalación: Cada clave diferenciada del correspondiente Registro administrativo de
instalaciones de producción de energía eléctrica.
Agrupación: Conjunto de instalaciones que cumple con los requisitos recogidos en el
artículo 7 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de
producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración
y residuos.
Respecto a la organización de las UF que componen estas UP, los criterios que
aplican con carácter general son los siguientes:
Dispondrán de unidad física con localización eléctrica específica y unívoca:
Cada instalación de potencia instalada superior a 1 MW, de forma individual. En el
caso de que las características específicas de alguna instalación hiciesen necesario su
tratamiento individualizado por el Operador del Sistema, para una clave diferenciada con
más de un CIL, se podrán dar de alta tantas unidades físicas como número de CIL
asociados existan para esta clave con el mismo combustible.
En el caso de instalaciones de potencia instalada inferior o igual a 1 MW, cada uno
de los conjuntos de instalaciones, del mismo tipo de producción, participante en el
mercado y BRP, que pertenezcan a la misma agrupación y siempre que la suma de las
potencias instaladas sea superior a 1 MW.
Dispondrán de una única unidad física agregadora por unidad de programación, sin
localización eléctrica específica y unívoca, por tipo de producción, participante en el
mercado y BRP, que englobará:
Tanto a las instalaciones individuales que no forman parte de una agrupación de
potencia instalada inferior o igual a 1 MW.
Como a los conjuntos de instalaciones de la misma agrupación cuya suma de
potencia instalada sea inferior o igual a 1 MW, del mismo tipo de producción, participante
en el mercado y BRP.
Tratamiento individualizado de instalaciones por razones de seguridad.
Con carácter excepcional, en el caso de que por relevancia para la operación y
seguridad del sistema las características específicas de alguna instalación o conjunto de
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instalaciones hiciesen necesario su tratamiento individualizado por el OS o por el gestor
de la red de distribución:
Las instalaciones o conjunto de instalaciones integradas en unidades físicas
agregadoras podrán disponer de unidades físicas específicas diferenciadas.
Las instalaciones o agrupaciones cuya suma de potencia neta instalada sea superior
a 1 MW podrán constituirse en una unidad de programación individual, con una o varias
unidades físicas.
Asimismo, con carácter excepcional, el OS o el gestor de la red de distribución, podrá
solicitar que una unidad de programación se constituya en unidades físicas equivalentes,
de acuerdo con los criterios de desglose de programas que haya establecido el OS de
forma específica para dicha unidad de programación, al objeto de que esta información
pueda ser tenida en cuenta en los análisis de seguridad del sistema. Estos criterios
podrán ser función de las características de las diferentes unidades de programación,
pudiendo definir el OS o el gestor de la red de distribución para este objetivo, unidades
equivalentes que engloben un conjunto de unidades físicas de potencia inferior a un
cierto valor, desgloses por tecnologías, desgloses por nudos del modelo de red utilizado
por el OS o por el gestor de la red de distribución en los análisis de seguridad, y
combinaciones de las anteriores.
En caso de solicitud de tratamiento individualizado por necesidades del gestor de la
red de distribución, la modificación debe realizarse de común acuerdo con el OS y
respetando los criterios generales que permitan desarrollar adecuadamente los procesos
de operación y liquidación de estas nuevas unidades.
d) Toma de energía por productores para consumos propios.
Cada participante del mercado podrá ser titular de una única unidad de programación
para la toma de energía horaria para sus consumos de sus instalaciones de generación,
entendiéndose por consumos propios de generación los definidos en el artículo 3.j) de la
Circular 3/2020, de 15 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la
Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de
transporte y distribución de electricidad.
En el caso de las unidades de programación pertenecientes a los apartados 2.1.a)
y 2.1.b) de este anexo, cada participante en el mercado que opte por disponer de este
tipo de unidades deberá ser titular de una unidad de programación para toma de energía
para los consumos propios por cada una de las unidades de programación asociadas.
La adquisición de energía por productores para consumos propios se realizará
cuando el saldo neto por periodo de programación de energía sea consumidor.
2.2 Unidades de programación de demanda:
a) Toma de energía por comercializadores.
Cada comercializador en mercado será titular de una única unidad de programación
para el conjunto de sus suministros dentro del sistema eléctrico peninsular español que
incluirá, en su caso, los excedentes de energía procedentes de instalaciones de
consumo acogidas a compensación simplificada.
En caso de participación en los servicios de balance, el comercializador deberá
disponer de otra unidad de programación específica habilitada para la participación en
los servicios de balance del sistema.
Las unidades de programación habilitadas para participar en los servicios de balance
del sistema estarán formadas por:
Una unidad física integrada por cada uno de los CUPS de potencia contratada mayor
de 1 MW.
Una única unidad física para el conjunto de CUPS de potencia contratada menor o
igual a 1 MW.
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Conforme se desarrolle normativamente, las unidades de programación definidas en
este apartado podrán incorporar instalaciones de almacenamiento asociadas a
instalaciones de consumo.
b) Toma de energía por consumidores directos en mercado.
Cada participante en el mercado que actúe como consumidor directo será titular de
una única unidad de programación para el conjunto de sus suministros dentro del
sistema eléctrico peninsular español de los que sea sujeto de liquidación responsable del
balance con la misma fiscalidad del Impuesto Especial sobre la Electricidad.
Cada representante por cuenta ajena y en nombre propio (representación indirecta)
ante el Operador del Sistema y el operador del mercado de un consumidor directo en
mercado, será titular de una única unidad de programación para el suministro a todos
sus consumidores directos en mercado representados dentro del sistema eléctrico
peninsular español con la misma fiscalidad del Impuesto Especial cobre la Electricidad.
Cada representante por cuenta ajena y en nombre propio (representación indirecta)
ante el Operador del Sistema y con representación por cuenta ajena y en nombre del
representado (representación directa) ante el operador del mercado de un consumidor
directo en mercado, podrá utilizar las unidades de programación con las que actuaría el
consumidor directo en mercado.
En caso de participación en los servicios de balance, el participante en el mercado
deberá disponer de otra unidad de programación específica habilitada para la
participación en los servicios de balance del sistema.
Las unidades de programación habilitadas para participar en los servicios de balance
del sistema estarán formadas por:
Una unidad física integrada por cada uno de los CUPS de potencia contratada mayor
de 1 MW.
Una única unidad física para el conjunto de CUPS de potencia contratada menor o
igual a 1 MW.
Conforme a se desarrolle normativamente, las unidades de programación definidas
en este apartado podrán incorporar instalaciones de almacenamiento asociadas a la
instalación de consumo.
2.3 Unidades de programación de almacenamiento:
a) Instalaciones hidráulicas de bombeo.
Las instalaciones hidráulicas de bombeo tendrán unidades de programación
diferenciadas para las entregas y las tomas de energía.
Se constituirá una única unidad de programación para la entrega de energía del
conjunto de grupos de bombeo asociados a una central reversible de bombeo puro o
mixto que evacúe en un determinado nudo de la red de transporte o de la red de
distribución no integrada en una UGH.
Las entregas de energía de instalaciones de bombeo integradas en una UGH se
realizarán a través de la unidad de programación de la UGH.
Cada unidad de programación para entrega de energía estará compuesta por tantas
unidades físicas como grupos de bombeo tenga asociados, entendiendo como grupo de
bombeo, cada clave diferenciada del registro administrativo de instalaciones de
producción de energía eléctrica correspondiente.
Adicionalmente, cada participante del mercado será titular de una única unidad de
programación para la toma de energía para el consumo de bombeo del conjunto de
grupos conectados en un mismo nudo de la red de transporte o la red de distribución.
Esta unidad de programación para la toma de energía estará compuesta por tantas
unidades físicas como grupos de bombeo integran la unidad de programación, entendiendo
como tal, cada clave diferenciada del registro administrativo correspondiente.
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b) Otros almacenamientos.
Las instalaciones de almacenamientos no asociadas a instalaciones de generación o
de demanda tendrán unidades de programación diferenciadas para las entregas y las
tomas de energía.
Así, se constituirá una única unidad de programación por BRP y participante en el
mercado para la entrega de energía del conjunto de instalaciones de almacenamiento no
asociadas a instalaciones de generación o demanda.
Adicionalmente, se constituirá una única unidad de programación por BRP y
participante en el mercado para la toma de energía del conjunto de instalaciones de
almacenamiento no asociadas a instalaciones de generación o demanda.
En caso de instalaciones consideradas relevantes para la seguridad del sistema, el
OS, o el gestor de la red de distribución de forma coordinada con el OS, podrá solicitar,
adicionalmente a los criterios establecidos (BRP y participante en el mercado), la
creación de unidades de programación específicas en función de su localización en un
determinado nudo de la red de transporte o de la red de distribución.
Cada una de las unidades de programación estará compuesta por tantas unidades
físicas como instalaciones integran la unidad de programación, entendiendo como
instalación, en su caso, cada clave diferenciada del registro administrativo
correspondiente, o, según se determine en la normativa de aplicación.
2.4 Unidades de programación de importación y exportación de energía:
a) Unidades de programación para la importación de energía:
Los participantes en mercado que actúen como comercializadores podrán disponer
de una única unidad de programación para la integración en el mercado de la energía
importada por cada una de las interconexiones internacionales.
En el caso de importaciones de energía desde países no comunitarios será
necesaria la correspondiente autorización administrativa para la importación de energía.
b) Unidades de programación para la exportación de energía:
Los participantes en mercado que actúen como comercializadores podrán disponer
de una única unidad de programación para la integración en el mercado de la energía
exportada por cada una de las interconexiones internacionales.
En el caso de exportaciones de energía desde países no comunitarios será
necesaria la correspondiente autorización administrativa para la exportación de energía.
2.5 Adquisición de energía en el mercado para el suministro de energía desde el
sistema eléctrico peninsular al sistema eléctrico balear.
Cada participante en el mercado autorizado para la adquisición de energía en el
sistema eléctrico peninsular para el sistema eléctrico balear será titular de una unidad de
programación para la integración en el mercado del programa de energía a través del
enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear.
2.6 Unidades de programación genéricas.
Cada participante en el mercado podrá solicitar disponer de una única unidad de
programación genérica. Con dicha unidad el participante en el mercado podrá programar
todas las entregas o tomas de energía en cartera, para:
– La notificación del uso de la capacidad asignada en subastas explícitas de largo
plazo (anual y mensual) en la interconexión entre España y Francia.
– Nominación del contrato bilateral correspondiente, en caso de aplicación de las
subastas de respaldo por desacoplamiento de mercados en horizonte diario.
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– La integración en el mercado de producción de la generación comprometida en
contratos bilaterales físicos.
El saldo neto de todas las transacciones asociadas a unidades de programación
genéricas en el programa PDBF deberá ser nulo. A tal efecto, los participantes en el
mercado podrán participar en el mercado diario o realizar los correspondientes contratos
bilaterales antes y después del mercado diario.
2.7 Unidades de programación porfolio.
Cada participante en el mercado podrá solicitar disponer, para cada una de sus
actividades, de una unidad de programación porfolio de venta y de una unidad de
programación porfolio de compra para la gestión de entregas o adquisición de energía en
porfolio en el mercado intradiario continuo.
Estas unidades se verán reflejadas en los programas publicados por el OS en
aquellos casos en que los resultados de la ronda del continuo incorporen unidades de
porfolio sin desagregar.
ANEXO III
Contratos bilaterales con entrega física
Los contratos bilaterales con entrega física podrán ser establecidos entre dos participantes
en el mercado utilizando las unidades de programación establecidas en el anexo II.
1. Declaración de alta de contratos bilaterales ante el operador del sistema.
La declaración de contratos bilaterales al OS se realizará desde la página Web
privada de eSIOS. Tras la solicitud de alta del contrato bilateral a través de la página
Web privada del OS, el OS revisará si la información sobre el mismo es correcta y
completa y procederá a comunicar la fecha de alta del mismo al PM solicitante.
Existen los siguientes tipos de contratos bilaterales:
Internacionales:
a) Antes del mercado diario: mediante estos contratos se nominan los derechos de
la capacidad adquirida a largo plazo en las interconexiones en las que existe un método
de asignación de capacidad a largo plazo y se establecen contratos bilaterales
internacionales en aquellas interconexiones en las que no existe un mecanismo
coordinado de asignación de capacidad. Se nominan antes del mercado diario.
b) Después del mercado diario: En caso de desacoplamiento de los mercados
diarios y celebración de subasta diaria de respaldo (SDR).
Internos dentro del sistema eléctrico peninsular español: se realizan entre unidades
de generación y unidades de demanda localizadas en el sistema eléctrico peninsular
español. Pueden ser nominados antes y después del mercado diario.
Entre comercializadoras: Estos contratos sólo se pueden nominar después del
mercado diario, una vez que el comercializador ha adquirido en el mercado diario la
energía que posteriormente será vendida a la otra empresa comercializadora.
2. Nominación de contratos bilaterales.
La nominación de los contratos bilaterales se realiza en el horizonte diario de
programación conforme a lo establecido en este procedimiento y deberá respetar los
horarios de comunicación al OS fijados en el mismo:
Desde la fecha de alta comunicada por el operador del sistema, los participantes del
mercado podrán proceder a la nominación del contrato bilateral para su integración en el
Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
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Estas nominaciones podrán ser directas o indirectas, según se haya acordado entre
las partes y comunicado al OS en el proceso de declaración de alta del contrato bilateral:
Nominaciones directas: ambos participantes del mercado deberán realizar la nominación
de los programas de energía de sus correspondientes unidades de programación.
Nominaciones indirectas: previa notificación al OS, sólo uno de los participantes en el
mercado deberá realizar la nominación de programa correspondiente a ambas unidades
de programación.
ANEXO IV
Reclamaciones en el ámbito del proceso de programación
1. Presentación de reclamaciones.
Una vez publicados los resultados de los procesos de programación y asignación de
ofertas de los distintos mercados de servicios de ajuste del sistema el OS realizará un
seguimiento y control de los resultados y publicaciones del proceso de programación.
Si a lo largo de este proceso se identificara una anomalía, el OS, en los casos que
sea posible, podrá realizar la correspondiente republicación con posterioridad a las
secuencias establecidas en el proceso de programación, informando a la CNMC y a los
participantes del mercado de la causa de la anomalía y de la corrección realizada.
Asimismo, los participantes en el mercado podrán presentar reclamaciones a través
de la página Web privada del OS en caso de discrepancia con las publicaciones
resultados de los diferentes procesos. Este mecanismo de reclamaciones podrá ser
utilizado también por los participantes en el mercado para declarar al OS la existencia de
errores en las ofertas presentadas y asignadas.
Sin perjuicio de que el participante del mercado pueda adelantar la información que
estime oportuna a través de comunicación telefónica, fax o correo electrónico dirigido a
las direcciones de correo electrónico o interlocutores habituales, será necesario, en
cualquier caso, la existencia de una comunicación formal expresa a través de la página
Web privada del OS, para su consideración como reclamación formal.
2. Resolución de reclamaciones.
En aquellos casos en los que se verifique la existencia de una incidencia, y ésta
pueda ser corregida sin afectar de forma importante al proceso de programación, el OS,
en coordinación con el OM y los OS vecinos, realizará las actuaciones oportunas para su
resolución y, en su caso, procederá a la publicación de una nueva versión del mensaje
correspondiente al proceso de programación afectado, manteniendo informados en todo
momento a los PM de estas actuaciones, a través de la Web privada de eSIOS.
En el caso de darse esta situación, el OS adoptará sus mejores esfuerzos para que
la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
Los plazos de reclamación que permiten resolver la reclamación mediante la
repetición de procesos diarios son los siguientes:
A partir de la puesta a disposición del PDBF, los PM dispondrán de un período
máximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS. En aquellos casos
excepcionales, de retrasos en la publicación del PDBF, u otras circunstancias que así lo
hiciesen necesario, el OS podrá reducir la duración del periodo de recepción de posibles
reclamaciones al programa PDBF, hasta un tiempo mínimo de 15 minutos, informando
previamente de esta reducción de plazo a través de la Web privada de eSIOS.
A partir de la puesta a disposición del PDVP, los PM dispondrán de un período
máximo de 10 minutos para formular posibles reclamaciones al OS.
A partir de la puesta a disposición de la asignación diaria de banda de regulación
secundaria, los participantes en el mercado dispondrán de un período máximo de 30
minutos para formular posibles reclamaciones al OS. En aquellos casos excepcionales,
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de retrasos en la publicación de la asignación de reserva secundaria, u otras
circunstancias que así lo hagan necesario, el OS podrá reducir la duración del periodo de
recepción de posibles reclamaciones a la asignación de reserva secundaria, hasta un
tiempo mínimo de 15 minutos, e informando previamente de esta reducción del plazo a
través de la Web privada de eSIOS.
Para los procesos realizados en el horizonte intradiario y tiempo real no se recogen
explícitamente plazos de reclamación para la repetición del proceso, aplicando en todo
caso, que el OS, desde el momento de recepción de la reclamación, evaluará la
posibilidad de repetición del proceso, o en su caso, de proceder a una corrección a
posteriori mediante la republicación de los correspondientes mensajes.
En el caso de declaración de un error en las ofertas, el operador del sistema lo
tendrá en cuenta en la liquidación si la subsanación del error conllevara un mayor coste
o una reducción de ingresos para el declarante, sin impacto económico negativo sobre
otros sujetos proveedores. En caso contrario, si la subsanación conllevara un beneficio
para el sujeto o afectase negativamente a otros proveedores, el operador del sistema lo
comunicará a la CNMC para su resolución.3. Respuesta a la reclamación
El OS gestionará en un plazo no superior a cinco días hábiles siguientes al de la
fecha de recepción de la reclamación, la comunicación de la resolución de la
reclamación al participante del mercado que ha presentado la misma o, en su caso, la
notificación a la CNMC de una declaración de error en una oferta asignada. No obstante,
se podrá disponer de un plazo mayor, previa justificación.
3. Cierre de la reclamación.
En caso de que la reclamación haya sido resuelta finalmente como desestimada, el
participante del mercado dispondrá de un plazo máximo de tres días hábiles para
comunicar su conformidad o disconformidad con la misma. Al finalizar dicho plazo, la
reclamación quedará cerrada con la conformidad o disconformidad del participante del
mercado que la presentó. De no mediar dicha comunicación en el plazo indicado, se
entenderá su conformidad.
Los conflictos que puedan surgir con relación a una reclamación con disconformidad
se resolverán de acuerdo con lo establecido en el artículo 12 de la Ley 3/2013, de 4 de
junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y en el
artículo 30.3 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
4. Régimen del proceso de programación.
El operador del sistema no responderá de las consecuencias de las actuaciones en
las que intervengan los participantes del mercado o terceros, ni de las derivadas de la
aplicación de los procedimientos de operación y de los sistemas informáticos y de
comunicación del Operador del Sistema. Tampoco responderá el operador del sistema
de las consecuencias derivadas de circunstancias que se encuentren fuera de su control
directo, de los casos de fuerza mayor o de carácter fortuito, de las consecuencias
indirectas de las actuaciones y operaciones desarrolladas en el mercado de producción
de energía eléctrica ni de los riesgos derivados del funcionamiento del mismo.
ANEXO V
Validación de nominaciones de programa
1. Validación de nominaciones de programas del mercado diario.
El OS verificará la coherencia de las nominaciones de programas realizadas por los
participantes en el mercado y la información referente a los resultados de la contratación
de energía en el mercado diario recibida del OM.
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En caso de que como consecuencia de la agregación de la contratación en el
mercado diario y de la contratación bilateral, una unidad de programación de
comercialización resultara con un programa vendedor, se procederá del modo siguiente:
i. Se ordenarán los contratos bilaterales entre comercializadoras en los que
participe la unidad de programación de comercialización en orden creciente atendiendo a
su volumen de energía diario.
ii. Se retirarán los contratos bilaterales en el orden indicado hasta que el programa
de la unidad de comercialización resulte nulo o comprador en todas las horas.
Asimismo, si como resultado de esta verificación fuese detectada alguna disparidad,
entre las nominaciones enviadas por los participantes del mercado asociados a las
unidades de programación o entre éstas y el resultado de la casación facilitado por el
OM, se procederá, en función del caso, según lo siguiente:
Unidades de programación con programa de energía asociado a la ejecución de
contratos bilaterales: se considerará el valor mínimo de los programas resultantes de las
comunicaciones realizadas por los diferentes participantes del mercado identificados
como contrapartes en dicho contrato.
Unidades de programación con programa de energía asociado a la contratación en el
mercado diario de producción que forman parte junto a otras unidades de programación
de una misma unidad de oferta: en aquellos casos en los que el OS no haya recibido la
nominación de programas de las unidades de programación integradas en una misma
unidad de oferta, o bien habiéndose recibido dicha nominación, el valor total nominado
fuese distinto del programa de la correspondiente unidad de oferta comunicado por el
OM, se procederá como sigue:
i. Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a
su valor de potencia máxima.
ii. Respetando la ordenación del punto 1 anterior se irán asignando a las unidades
de programación, valores de programa hasta un valor en el límite igual a la energía
horaria correspondiente a la potencia máxima de cada unidad de programación y así
hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada.
iii. Si una vez asignados los programas a todas las unidades de programación,
conforme al punto 2 anterior no se hubiera asignado aún el programa de la unidad de
oferta en su totalidad, la diferencia que reste se asignará a la unidad de programación
con mayor valor de potencia máxima.
2. Validación de nominaciones de programas en el mercado intradiario.
2.1 Subastas del mercado intradiario.
En el caso de que la unidad de oferta tenga varias unidades de programación, y bien
no se haya recibido la nominación de programas de las unidades de programación que la
componen, o disponiéndose de las nominaciones de programa de estas unidades de
programación, el valor total nominado sea distinto del programa de la unidad de oferta
asociada comunicado por el OM para la correspondiente sesión del MI de subastas, se
procederá como sigue, distinguiéndose entre estos dos posibles casos:
A) La unidad de oferta vende energía en el MI de subastas:
i. Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a
su valor de potencia máxima.
ii. Respetando la ordenación del punto 1 anterior, se irá asignando a las unidades
de programación, valores de programa hasta un valor en el límite igual a la energía
horaria correspondiente a la potencia máxima o al límite de potencia máximo
establecido, en su caso, por seguridad del sistema de cada unidad de programación y
así hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada.
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iii. Si una vez asignados los programas a todas las unidades de programación,
conforme al punto 2 anterior no hubiera sido asignado el programa de la unidad de oferta
en su totalidad, la diferencia que reste se asignará a la unidad de programación con un
mayor valor de potencia máxima.
B) La unidad de oferta recompra energía en el MI:
i. Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a
su valor de energía programada.
ii. Respetando la ordenación del punto 1, se irá reduciendo la energía de las unidades
de programación hasta un valor igual a cero o igual al del límite de potencia mínimo
establecido, en su caso, por seguridad del sistema o hasta asignar el total del programa de
la unidad de oferta asociada casado en la correspondiente sesión del MI de subastas.
2.2 Mercado intradiario continuo.
Se realizará la validación de las nominaciones de programa de los resultados del
MIC de forma que, en el caso de que la unidad de oferta tenga varias unidades de
programación, y bien no se haya recibido la nominación de programas de las unidades
de programación que la componen, o disponiéndose de las nominaciones de programa
de estas unidades de programación, el valor total nominado sea distinto del programa de
la unidad de oferta asociada comunicado por el OM para la correspondiente ronda del
mercado intradiario continuo, se procederá como sigue, distinguiéndose entre estos dos
posibles casos:
A) La unidad de oferta vende energía en el mercado intradiario continuo:
i. Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a
su valor de potencia máxima.
ii. Respetando la ordenación del punto 1 anterior, se irá asignando a las unidades
de programación, valores de programa hasta un valor en el límite igual a la energía
horaria correspondiente a la potencia máxima o al límite de potencia máximo
establecido, en su caso, por seguridad del sistema de cada unidad de programación y
así hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada.
iii. Si una vez asignados los programas a todas las unidades de programación,
conforme al punto 2 anterior no hubiera sido asignado el programa de la unidad de oferta
en su totalidad, la diferencia que reste se asignará a la unidad de programación con un
mayor valor de potencia máxima.
B) La unidad de oferta recompra energía en el mercado intradiario continuo:
i. Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a
su valor de energía programada.
ii. Respetando la ordenación del punto 1, se irá reduciendo la energía de las
unidades de programación hasta un valor igual a cero o igual al del límite de potencia
mínimo establecido, en su caso, por seguridad del sistema o hasta asignar el total del
programa de la unidad de oferta asociada.
P.O.3.2 Restricciones técnicas
1. Objeto.
El objeto de este procedimiento es establecer el proceso para la solución de las
restricciones técnicas identificadas en el sistema eléctrico peninsular español en el
Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), así como las que puedan identificarse
con posterioridad durante la operación en tiempo real.
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2. Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación a:
Operador del Sistema (OS).
Participantes en el Mercado (PM), en el ámbito del sistema peninsular español.
3. Definiciones.
3.1 Participante en el Mercado.
Persona física o jurídica que compra, vende o genera electricidad, que participa en la
agregación o que es un gestor de la participación activa de la demanda o servicios
de almacenamiento de energía, incluida la emisión de órdenes de negociación, en uno o
varios de los mercados de la electricidad incluyendo el mercado de balance, tal y como
se define en el punto (25) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al
mercado interior de electricidad.
3.2 Restricción técnica.
Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema eléctrico
que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro
establecidas reglamentariamente y a través de los correspondientes procedimientos de
operación, requiera, a criterio técnico del OS, la modificación de los programas de energía.
En particular pueden identificarse restricciones debidas a:
Incumplimiento de las condiciones de seguridad en régimen permanente y/o tras
contingencia, definidas en el procedimiento de operación por el que se establecen los
criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico.
Insuficiente reserva de potencia para la regulación y el balance del sistema.
Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensión en la Red de Transporte.
Insuficiente reserva de capacidad para la reposición del servicio.
Incumplimiento de las condiciones de seguridad en la Red de Distribución
comunicadas al OS por el gestor de la correspondiente Red de Distribución.
Para la solución de estas restricciones se aplicarán los mecanismos descritos en el
presente procedimiento de operación y en aquellos otros por los que se establece la
gestión de los correspondientes servicios de ajuste del sistema.
3.3 Arranque en caliente.
Arranque programado y/o realizado por la unidad térmica de producción de forma tal
que el intervalo de tiempo comprendido desde el último periodo de programación con
programa asignado y el primer periodo de programación en la que se programa y/o se
realiza el arranque es inferior a 5 horas; y arranque programado y/o realizado por la
segunda y sucesivas turbinas de gas de un ciclo combinado multieje, en respuesta a una
solicitud específica del OS.
3.4 Arranque en frío.
Cualquier otro arranque programado y/o realizado por la unidad térmica de
producción que no cumpla la condición de arranque en caliente.
3.5 Tiempo de preaviso.
3.5.1 Tiempo de preaviso desde orden de arranque hasta mínimo técnico.
Tiempo requerido desde la comunicación de la orden de arranque hasta mínimo
técnico, ya sea en frío o en caliente, comunicado, para cada unidad de programación de
tecnología térmica, mediante su incorporación en la oferta específica para el proceso de
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solución de restricciones técnicas. En el caso de las unidades de ciclo combinado
multieje, estos tiempos de preaviso estarán asociados a aquellos modos de
funcionamiento que incluyan la turbina de vapor en su configuración.
3.5.2 Tiempo de preaviso para el arranque de turbinas de gas adicionales.
Tiempo de requerido para el arranque de una turbina de gas adicional, con el grupo
ya operando en un modo de funcionamiento determinado que incluye la operación de la
turbina de vapor en su configuración.
3.6 Capacidad máxima de potencia activa.
De la instalación de generación: la definición será la establecida en el Reglamento
(UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, que establece un código de red
sobre requisitos de conexión de generadores a la red, con las precisiones indicadas en el
Real Decreto 647/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la
implementación de los códigos de red de conexión de determinadas instalaciones eléctricas
y vendrá determinada por el valor de la capacidad de acceso que será la potencia activa
máxima que podrá inyectarse a la red de acuerdo con lo que se haga constar en el permiso
de acceso y conexión y en el contrato técnico de acceso. En el caso de las instalaciones
inscritas en la sección primera del registro administrativo de instalaciones de producción de
energía eléctrica dicho valor coincidirá con la potencia neta.
Para las unidades físicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la capacidad
máxima de potencia activa vendrá determinada por la suma de la capacidad máxima de
potencia activa de cada una de las instalaciones que la conforman.
3.7 Sistema de reducción de carga.
Automatismo de teledisparo o sistema de reducción automática de potencia que,
ante una determinada contingencia, podrá dar lugar, de forma automática, a la pérdida
completa o parcial de la producción de la unidad que tenga habilitado este sistema de
reducción de carga.
4. Presentación de ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas del
PDBF y en tiempo real.
4.1 Periodo para la recepción de ofertas para la solución de restricciones técnicas
del PDBF.
El periodo para la recepción de ofertas queda definido en el procedimiento de
operación por el que se establece la programación de la generación.
4.2 Unidades de programación para la venta de energía.
Los PM asociados a unidades de venta de energía, asociadas tanto a transacciones
de mercado como afectas a contratos bilaterales con entrega física, correspondientes a:
Producción de grupos térmicos no renovables y centrales reversibles de bombeo.
Producción de instalaciones que utilizan fuentes de energía renovables.
Importaciones de energía desde los sistemas eléctricos externos en los que no esté
implantado un sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio.
presentarán las ofertas siguientes:
4.2.1 Ofertas de venta de energía:
De carácter obligatorio para todos aquellos PM asociados a unidades de programación
que, en aplicación de la normativa vigente, están obligados a realizar ofertas de venta de
energía para cada periodo de programación. Esta obligación aplicará a la totalidad de la
potencia máxima disponible en la correspondiente unidad de programación adicional a la
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programada en el PDBF, y de forma independiente a que su contratación en el mercado de
producción se efectúe a través de la gestión del programa de energía en el mercado diario o
mediante la ejecución de contratos bilaterales con entrega física. A estos efectos, se
considerará potencia máxima disponible de una unidad de programación al valor máximo de
potencia activa del conjunto de unidades físicas integradas en dicha unidad de programación,
que no se ve afectado por limitaciones en la capacidad de producción, teniendo en cuenta, en
su caso, el recurso de energía primaria disponible en dichas instalaciones.
En el caso de unidades de producción afectas a contratos bilaterales con entrega física
cuyo objeto sea la exportación de energía a través de interconexiones eléctricas sin sistema
coordinado de gestión de la capacidad de intercambio, la oferta de venta de energía será
por la totalidad de la potencia máxima disponible en la correspondiente unidad de
producción, y ello con independencia del programa de venta de energía comprometido en el
PDBF, ya que este programa PDBF, en caso de existir una congestión en sentido
exportador en dicha interconexión, podría verse reducido o incluso llegar a anularse.
De carácter potestativo para las unidades de venta de energía correspondientes a
importaciones de energía desde aquellos sistemas eléctricos externos en los que no esté
implantado un sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio.
4.2.2 Ofertas de compra de energía:
Las ofertas de compra de energía serán de carácter obligatorio para todas las
unidades de venta respecto al programa de venta de energía establecido en el PDBF
para la correspondiente unidad de venta de energía.
4.3 Unidades de programación para la adquisición de energía.
Los PM asociados a unidades de adquisición de energía para consumo de bombeo,
asociadas tanto a transacciones de mercado como afectas a contratos bilaterales con
entrega física, presentarán los siguientes tipos de oferta:
Ofertas de venta de energía que tendrán carácter obligatorio respecto al correspondiente
programa de adquisición de energía para consumo de bombeo programado en el PDBF
(reducción hasta la anulación del programa de consumo de bombeo del PDBF).
Ofertas de compra de energía que tendrán carácter potestativo, para el incremento
respecto al PDBF del programa de consumo de bombeo de la unidad.
4.4 Unidades de programación genéricas.
Las unidades de programación genéricas no participarán en la solución de
restricciones técnicas, no aceptándose por ello la presentación de ofertas de
restricciones para este tipo de unidades de programación.
4.5 Características de las ofertas.
Las ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas serán, con carácter
general, ofertas simples, debiendo ser presentadas por el PM asociado a la correspondiente
unidad, y ello con independencia de que dicha unidad de venta o de adquisición pueda estar
afecta, además, de forma parcial o total, a uno o más contratos bilaterales con entrega
física, para los que se haya comunicado su ejecución para el día siguiente.
En cada oferta se especificará la siguiente información:
– Tipo de oferta (producción, importación o consumo de bombeo).
– Para cada periodo de programación, y respecto a la energía programada en el
PDBF se indicará:
• Energía a subir:
Número de bloque: Bloques divisibles de precios crecientes, en orden correlativo
de 1 a 10 (número máximo de bloques).
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Energía (MWh).
Precio de la energía ofertada: Este precio podrá ser negativo en todos los periodos
de programación de los días en los que el precio marginal resultante del mercado diario
o de alguna de las sesiones de subastas del mercado intradiario haya resultado negativo
en uno o más de los periodos del horizonte de programación correspondiente al día en
cuestión. El precio de la oferta de restricciones no podrá ser menor que el límite técnico
inferior de precio establecido, en su caso, para las ofertas al mercado diario, o el menos
entre el mínimo del diario y las subastas del intradiario si ambos fueran distintos.
• Energía a bajar:
Número de bloque: Bloques divisibles de precios decrecientes, en orden correlativo
de 1 a 10 (número máximo de bloques).
Energía (MWh).
Precio de la energía ofertada: Este precio podrá ser negativo en todos los periodos
de programación de los días en los que el precio marginal resultante del mercado diario
o de alguna de las sesiones de subastas del mercado intradiario haya resultado negativo
en uno o más de los periodos del horizonte de programación correspondiente al día en
cuestión. El precio de la oferta de restricciones no podrá ser menor que el límite técnico
inferior de precio establecido, en su caso, para las ofertas al mercado diario, o el menos
entre el mínimo del diario y las subastas del intradiario si ambos fueran distintos.
– Para los grupos térmicos, se deberán incorporar los tiempos de preaviso desde
orden de arranque hasta mínimo técnico, en frío y en caliente, ambos declarados en
minutos, a los efectos de determinar las soluciones técnicamente válidas para resolver
una restricción. En el caso de los ciclos combinados multieje, se deberán facilitar los
tiempos de preaviso por cada modo de funcionamiento, así como el tiempo de preaviso
para el arranque de una turbina de gas adicional.
– Código para la definición del orden de precedencia a considerar para la
repercusión de los posibles redespachos de energía a subir aplicados sobre una unidad
de consumo de bombeo, y de los posibles redespachos de energía a bajar aplicados
sobre una unidad de venta, en caso de que la misma participe simultáneamente en una
transacción de mercado y en la ejecución de uno o más contratos bilaterales con entrega
física (reducción prioritaria del programa correspondiente a la transacción de mercado y
reducción posterior de los contratos bilaterales mediante prorrata entre ellos, prioridad
inversa, o bien, aplicación de la regla prorrata sobre todo el conjunto de transacciones).
Las unidades de venta de energía correspondientes a grupos térmicos podrán
presentar ofertas complejas que constarán de cuatro términos:
Ingresos por mantener acoplada la unidad durante una hora.
Ingresos por unidad de energía producida.
Ingresos por arranque en frío.
Ingresos por arranque en caliente.
En el proceso de solución de restricciones técnicas estas ofertas complejas serán tenidas
en consideración únicamente en los casos en los que la correspondiente unidad de venta de
energía tenga un programa nulo en todos los periodos del horizonte diario de programación, o
bien tenga únicamente programa de energía en uno o más de los periodos de programación
correspondientes a las tres primeras horas de dicho horizonte, a modo de rampa
descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.
Adicionalmente en el caso de ciclos combinados multieje el término de arranque en
caliente de las ofertas complejas será tenido en cuenta cuando por seguridad del
sistema, se requiera un cambio en el modo de funcionamiento que conlleve el arranque
de una o más turbinas de gas.
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En aquellos casos en los que la oferta compleja sea aplicable, al verificarse la
condición anteriormente indicada, la utilización de la misma se efectuará bajo los
siguientes criterios:
Se considerará que la unidad permanece acoplada en un determinado periodo de
programación siempre y cuando su programa de producción sea superior a cero en dicho
periodo.
El término correspondiente a los ingresos por unidad de energía producida se
especificará mediante un único bloque.
Se considerará arranque en caliente o en frío según corresponda.
Aspectos a tener en consideración, al menos, hasta que se introduzcan productos cuarto-
horarios en los mercados de energía en el ámbito del sistema eléctrico peninsular español:
Las ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF tendrán
carácter horario, mientras que las actualizaciones para el proceso de solución de
restricciones técnicas en tiempo real deberán tener carácter cuarto-horario. En caso de
que la oferta presentada al proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF no se
actualice en tiempo real se adaptará automáticamente a periodos cuarto-horarios.
4.6 Actualización de las ofertas de restricciones técnicas en tiempo real.
Las ofertas presentadas al proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF
podrán ser actualizadas de forma continua dentro del plazo de tiempo definido en el
procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación.
4.7 Presentación de ofertas de restricciones técnicas por defecto.
Los PM asociados a unidades de programación a los que sea de aplicación la
presentación de ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas podrán
disponer de ofertas de restricciones por defecto de acuerdo con lo dispuesto en el
procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información.
5. Criterios para la implementación práctica de la solución de restricciones técnicas
Para el establecimiento de los redespachos de energía necesarios para la solución
de las restricciones técnicas, se respetarán los valores correspondientes a las potencias
mínimas y las capacidades máximas de potencia activa de las instalaciones de
generación, y las potencias nominales de las unidades de consumo de bombeo, de
acuerdo con la definición de las mismas y otra información complementaria (potencia
correspondiente al mínimo técnico de la unidad de producción, potencia nominal de
consumo de bombeo, etc.) que deberán facilitar al OS los PM asociados a las
correspondientes unidades programación según lo establecido en el procedimiento de
operación por el que se establece la información intercambiada por el OS, y de acuerdo
con lo fijado en dicho procedimiento. Se tendrán en cuenta, además, las posibles
limitaciones transitorias de estos valores de potencia comunicados también de forma
fehaciente por los PM asociados a estas unidades al OS.
No serán tenidas en consideración, por el contrario, otras limitaciones distintas,
propias de cada unidad de producción, tales como las rampas máximas de subida y
bajada de carga de los grupos térmicos, entre otras, que deberán ser gestionadas en el
mercado intradiario, cuando así sea necesario, por los PM asociados a las
correspondientes unidades.
Así, el OS programará únicamente las rampas de subida/bajada de carga de
unidades térmicas de producción cuando la solución de restricciones técnicas haya sido
programada para un periodo de programación tal, que el PM asociado a dicha unidad de
programación no tenga posibilidad efectiva de participar en el mercado intradiario por
incompatibilidad de los horarios de dicho mercado con el periodo de programación para
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el que se establece el cambio del programa de la unidad de programación para la
solución de las restricciones técnicas identificadas.
En todos los casos en los que la solución de restricciones técnicas lleve asociado el
acoplamiento, incremento o disminución de producción de unidades físicas concretas,
incorporadas en una determinada unidad de venta de energía, y no sea suficiente una
modificación del programa de la unidad de venta de energía correspondiente, el OS
definirá, además de la unidad de programación afectada por el redespacho de energía,
las unidades físicas y los requisitos aplicables a cada una de ellas de forma detallada,
incorporándose estos datos complementarios en áreas procesables de información que
formarán parte de los intercambios de información correspondientes a los redespachos y
limitaciones de seguridad comunicados por el OS como parte del proceso de solución de
restricciones técnicas del PDBF.
En aquellos casos en los que los redespachos de energía sean aplicados sobre una
unidad de programación integrada por más de una unidad física, las limitaciones por
seguridad podrán afectar también, al igual que se ha indicado antes para los
redespachos, únicamente a parte de las unidades físicas que la componen sin que
quepa considerar, en estos casos, que estas limitaciones son aplicables necesariamente
a todo el conjunto de la correspondiente unidad de programación.
Las limitaciones aplicadas por restricciones técnicas sobre unidades físicas
integradas en una unidad de programación cuyo desglose (en horizonte diario, intradiario
o de tiempo real) enviado con anterioridad al establecimiento de la limitación sea
incorrecto, no darán lugar a redespachos de energía.
Las limitaciones de programa máximo aplicadas sobre unidades de programación, o
en su caso, sobre unidades físicas, a un valor igual a la potencia máxima disponible de la
unidad de programación o de la unidad física, o a la suma de las potencias máximas
disponibles de las unidades físicas que integren una unidad de programación, no darán
lugar a redespachos de energía.
Las limitaciones de programa máximo aplicadas por restricciones técnicas sobre
unidades físicas solo darán lugar a redespachos de energía en aquellos casos en los
que la unidad física tenga localización geográfica específica y cuente con telemedida
asociada unívoca.
Aspectos a tener en consideración, al menos, hasta que se introduzcan productos cuarto-
horarios en los mercados de energía en el ámbito del sistema eléctrico peninsular español:
Las limitaciones establecidas por seguridad para periodos horarios que puedan ser
gestionados en las distintas sesiones del mercado intradiario y en el mercado intradiario
continuo, abarcarán el periodo horario completo.
Los redespachos por restricciones técnicas del PDBF presentarán el mismo valor de
energía y precio en todos los periodos de programación cuarto-horarios de la misma hora.
Los redespachos por restricciones técnicas en tiempo real presentarán el mismo
valor de energía en todos los periodos de programación cuarto-horarios de la misma
hora, cuando la limitación por seguridad se establezca para horas que aún puedan ser
gestionadas en el mercado intradiario.
Los redespachos por restricciones técnicas en tiempo real podrán presentar valores
de energía y precio distintos para periodos de programación cuarto-horarios
correspondientes a la misma hora cuando la limitación por seguridad se establezca para
horas que ya no puedan ser gestionadas en el mercado intradiario.
6. Proceso de solución de las restricciones técnicas del programa diario base de
funcionamiento (PDBF).
Este proceso consta de dos fases diferenciadas:
Fase 1: Modificación del programa PDBF por criterios de seguridad.
Fase 2: Reequilibrio de producción y demanda.
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6.1 Fase 1: Modificación del programa PDBF por criterios de seguridad.
El objetivo de esta fase es la determinación de las restricciones técnicas que puedan
afectar a la ejecución del PDBF, identificando aquellas modificaciones de programa que
sean necesarias para la solución de las restricciones técnicas detectadas, y
estableciendo las limitaciones de programa por seguridad necesarias para evitar la
aparición de nuevas restricciones técnicas en la segunda fase del proceso de solución
de restricciones técnicas y en subsiguientes mercados.
6.1.1 Identificación de las restricciones técnicas:
a) Preparación de los casos de estudio.
Los análisis de seguridad para la identificación de las restricciones técnicas tendrán
en cuenta la siguiente información:
– La producción y los programas de intercambios internacionales incluidos en el PDBF.
– Las desagregaciones de programas correspondientes a:
• Unidades de venta de energía asociadas a grupos térmicos no renovables y
centrales reversibles de bombeo.
• Unidades de venta de energía asociadas a instalaciones de producción que utilizan
fuentes de energía renovables teniendo en cuenta la precisión de la previsión de
entregas de producción en aquellas instalaciones cuya producción dependa de las
condiciones de su recurso primario.
– La demanda prevista por el OS y la precisión de su previsión.
– La mejor previsión de producción eólica y solar de que disponga el OS.
– La mejor información disponible en relación con:
• Indisponibilidades tanto programadas como sobrevenidas que afecten a elementos
de red.
• Indisponibilidades tanto programadas como sobrevenidas que afecten a las unidades
físicas de producción y a las unidades de adquisición para consumo de bombeo.
– La demanda se considerará distribuida en los diferentes nudos del modelo de red
utilizado por el OS para la realización de los análisis de seguridad. Esta distribución de la
demanda por nudos la efectuará el OS, utilizando como soporte para ello las aplicaciones de
los sistemas de gestión de energía, y las aplicaciones informáticas y Bases de Datos
específicamente diseñadas para los análisis y la solución de las restricciones técnicas.
b) Análisis de seguridad.
Sobre las bases anteriormente indicadas, el OS efectuará los análisis de seguridad
necesarios para todo el horizonte de programación e identificará las restricciones
técnicas que afecten al PDBF, de acuerdo con los criterios de seguridad, calidad y
fiabilidad contenidos en el procedimiento de operación por el que se establecen los
criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico.
Los casos de estudio utilizados para la realización de los análisis de seguridad del
PDBF serán puestos a disposición de los PM, en formato RAW de la aplicación PSS/E,
una vez transcurrido el periodo de tiempo establecido, en su caso, por razones de
confidencialidad de la información, tal y como se indica en el procedimiento de operación
por el que se establecen los intercambios de información.
c) Solución de restricciones técnicas.
Antes de proceder a la solución de las restricciones técnicas identificadas en el
sistema eléctrico español, el OS resolverá, en su caso, las congestiones identificadas en
el PDBF que afecten a las interconexiones con los sistemas eléctricos vecinos sin
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mecanismo coordinado de gestión de la capacidad de intercambio, con arreglo a lo
establecido en la normativa y en los procedimientos de operación vigentes.
Una vez verificada la no existencia de congestiones en las interconexiones
internacionales en las que no está implantado un sistema coordinado de gestión de la
capacidad de intercambio, el OS analizará las condiciones de seguridad del sistema
eléctrico peninsular español. En el caso de identificarse en el PDBF restricciones
técnicas internas al sistema eléctrico español, el OS estudiará para cada conjunto de
periodos de programación consecutivos en los que haya identificado restricciones
técnicas, las posibles soluciones que técnicamente las resuelvan con un margen de
seguridad adecuado.
6.1.2 Medios para la solución de las restricciones técnicas.
Para resolver las restricciones técnicas identificadas en el PDBF que afecten al
sistema eléctrico peninsular español, el OS podrá considerar modificaciones topológicas,
la predisposición de los sistemas de reducción de carga, y/o establecer incrementos o
reducciones de la energía programada en el PDBF:
a) Modificaciones topológicas con influencia en los flujos de potencia activa y
reactiva de la red de transporte.
Mediante el empleo de cambios topológicos, cambios de tomas de los
transformadores desfasadores, modificaciones en el ajuste de los dispositivos de control
de flujo mediante electrónica de potencia, cambios en las tomas de los transformadores
de potencia, conmutación de reactancias y condensadores y modificaciones en el ajuste
de los equipos de control de tensión mediante electrónica de potencia.
El OS tendrá en cuenta estas medidas topológicas disponibles en los análisis de
seguridad. Si durante la operación en tiempo real se detectan incumplimientos de los
criterios de seguridad el OS activará las medidas topológicas previstas, siempre que su
aplicación contribuya a cumplir los criterios de funcionamiento y seguridad de la
operación del sistema, manteniéndolas activas durante el tiempo que persistan dichos
incumplimientos.
b) Consideración de la predisposición de los sistemas de reducción de carga.
El OS, para garantizar el cumplimiento de los criterios de seguridad establecidos en
el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de funcionamiento y
seguridad de la operación del sistema, podrá considerar la predisposición de los
sistemas de reducción de carga de las instalaciones cuya producción ante una
determinada contingencia contribuya a una determinada restricción identificada en la red
de transporte o en la red de distribución.
c) Incremento de la energía programada en el PDBF.
Mediante la utilización de las ofertas de venta de energía presentadas al proceso de
solución de restricciones técnicas por unidades de venta de energía asociadas a
instalaciones de producción:
– Unidades correspondientes a grupos térmicos no renovables.
– Unidades correspondientes a centrales reversibles de bombeo.
– Unidades de producción de instalaciones que utilizan fuentes de energía renovables.
d) Reducción de la energía programada en el PDBF.
La reducción de la energía programada en el PDBF para la solución de las
restricciones técnicas identificadas en el sistema eléctrico español se realizará sin
utilización directa de ofertas a estos efectos, siendo consideradas estas reducciones de
programa anulaciones del programa correspondiente previsto en el PDBF.
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Estas reducciones de programa para la solución de las restricciones técnicas
identificadas en el PDBF podrán ser aplicadas sobre los siguientes tipos de unidades:
– Unidades de venta asociadas a instalaciones de producción:
• Unidades correspondientes a grupos térmicos no renovables.
• Unidades correspondientes a centrales reversibles de bombeo.
• Unidades de producción de instalaciones que utilizan fuentes de energía renovables.
– Unidades de adquisición de energía para consumo de bombeo.
– En el caso de que no se disponga de otros medios en el sistema eléctrico peninsular
español, o bien exista un riesgo cierto para el suministro en el territorio peninsular nacional,
las reducciones de la energía programada en el PDBF se podrán hacer también extensivas a
las unidades de adquisición correspondientes a programas de exportación de energía a
través de las interconexiones con los sistemas eléctricos vecinos en las que no está
implantado un sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio.
e) Situaciones excepcionales.
En situaciones excepcionales, bien por falta de medios en el sistema eléctrico
peninsular español o por riesgo cierto para garantizar el suministro en el territorio
peninsular español, para la solución de las restricciones técnicas identificadas en
el PDBF, el OS podrá solicitar a los sistemas eléctricos vecinos interconectados con el
sistema eléctrico español, incrementos y/o reducciones de programas de energía en
unidades ubicadas en su sistema.
6.1.3 Selección y aplicación de los medios de solución:
a) Solución de restricciones técnicas mediante el incremento de la energía
programada en el PDBF.
En el caso de ser necesarios incrementos de la energía programada en el PDBF, y
existir más de una solución técnicamente válida para la solución de la restricción técnica,
con un grado de fiabilidad equivalente bajo el punto de vista de la operación del sistema,
el OS efectuará una evaluación económica de las posibles soluciones y elegirá aquélla
que represente un menor coste siendo calculado éste como la diferencia entre el
volumen económico asociado a los redespachos de energía correspondientes a
la Fase 1 de solución de restricciones técnicas, y el volumen económico resultante de la
valoración de esos mismos redespachos de energía al correspondiente precio marginal
resultante del mercado diario. Para el cálculo del coste se considerará, en su caso, el
programa que las unidades de producción tengan en el día previo al de programación, de
acuerdo con el último PHFC publicado con anterioridad al cierre del periodo de recepción
de ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF.
A igualdad de coste para varias soluciones equivalentes en términos de eficacia
técnica para la solución de las restricciones identificadas, el OS seleccionará aquélla que
represente un menor movimiento de energía respecto al PDBF, y en caso de ser el
mismo para dos o más unidades, dará prioridad a las instalaciones que utilicen fuentes
de energía renovable y, tras ellas, a las instalaciones térmicas de cogeneración de alta
eficiencia, frente al resto de instalaciones de producción.
Los incrementos de programa respecto al PDBF que sean aplicados para la solución
de las restricciones técnicas se efectuarán mediante la aplicación de redespachos de
energía y serán valorados sobre la base de la oferta presentada para el proceso de
solución de restricciones.
En el caso de ciclos combinados multieje, cuando se requiera un cambio en el modo
de funcionamiento de un ciclo combinado multieje, tal que conlleve el arranque de una o
más turbinas de gas adicionales, se retribuirá el arranque programado y realizado de
forma efectiva de cada turbina de gas de acuerdo con el término de arranque en caliente
de la oferta compleja de restricciones técnicas que haya sido presentada.
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Para la determinación del precio de los redespachos de energía y los posibles
cambios de modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje que puedan requerir
el arranque de una o más turbinas de gas adicionales, se considerará, en su caso, para
las distintas unidades de producción, el programa que haya sido establecido para ellas
en el día previo al de suministro de la energía, incorporado en el último PHFC que haya
sido publicado con anterioridad al cierre del periodo de recepción de ofertas para el
proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF.
b) Solución de restricciones técnicas mediante la reducción de la energía
programada en el PDBF.
Las reducciones de programa para la solución de las restricciones técnicas
identificadas en el PDBF se efectuarán mediante la aplicación de redespachos de
energía sobre dichas unidades y darán lugar a nuevos programas de energía.
En el caso de que se reduzcan los programas de venta de energía conforme a la
aplicación de la regla prorrata, para realizar dicha reducción se establecerá un redondeo de
dichos programas, mediante la aplicación de la Norma Internacional ISO 31 B, de forma que
todos los programas resultantes estén expresados en valores enteros de MWh.
Las reducciones de programa respecto del PDBF que sean necesarias para la solución
de las restricciones técnicas identificadas, aplicadas tanto sobre unidades de venta de
energía, como de adquisición (consumo de bombeo y, en su caso, exportaciones) serán
consideradas anulaciones del programa correspondiente previsto en el PDBF.
Cuando en el proceso de solución de restricciones técnicas se identifique una
restricción debida a un exceso de producción en una zona respecto a la capacidad de
evacuación de la misma, en función de que dicha restricción se identifique ya en el caso
base de estudio, o de que aparezca únicamente en caso de presentarse determinadas
contingencias, se procederá tal y como se indica a continuación:
1. Restricciones en el caso base de estudio o identificación de condiciones de
inestabilidad transitoria poscontingencia o ambos.
Cuando en el proceso de solución de restricciones técnicas se identifique una
restricción en el caso base de estudio, se procederá tal y como se indica a continuación:
Se limitará la producción en la zona afectada por la restricción de tal forma que en
ningún momento se sobrepasen en las líneas y transformadores los límites de carga
máxima fijados en el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de
funcionamiento y seguridad de la operación del sistema.
Esta misma actuación se llevará a cabo en los casos en los que ante contingencia,
los análisis dinámicos pongan de manifiesto la existencia de situaciones de inestabilidad
transitoria en una determinada zona del sistema eléctrico que queda débilmente unida al
resto del sistema o, incluso en el extremo, prácticamente aislada del mismo, con un
fuerte desequilibrio producción-demanda en la zona, que pondría en riesgo la seguridad
del suministro en la misma.
En el caso de que la influencia de los programas de las unidades sobre las
restricciones técnicas identificadas no sean equivalentes, la modificación de los
programas de las diferentes unidades se efectuará reduciendo, en primer lugar, el
programa de la unidad que tiene el mayor factor de contribución, respetando el programa
de producción mínima que pueda ser requerido en esta unidad por razones de seguridad
del sistema, procediendo a aplicar las sucesivas reducciones siguiendo el orden de los
factores de contribución decrecientes obtenidos en los análisis de seguridad.
En el caso de que haya varias unidades cuya contribución a las restricciones
técnicas identificadas sea equivalente, se procederá de la siguiente forma:
Se establecerá un límite de programa máximo de valor igual a cero sobre las
unidades físicas con influencia en la restricción que estén integradas en una unidad de
programación con desglose incorrecto.
BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 75 Martes 29 de marzo de 2022 Sec. III. Pág. 41223
cve: BOE-A-2022-4969
Verificable en https://www.boe.es
Se establecerá un límite de programa máximo de valor igual a cero sobre las
unidades de producción con un programa no factible, entendiéndose por tal un programa
superior a cero e inferior al mínimo técnico de la unidad, y que no corresponda a un
programa de energía de más de tres horas consecutivas del horizonte de programación,
a modo de rampa ascendente o descendente de carga asociada a un proceso de
acoplamiento o desacoplamiento de la unidad.
Se prorrateará la energía a reducir entre el resto de las unidades en función de su
programa previsto en el PDBF, teniéndose en cuenta el siguiente orden de prioridad de
despacho por tipo de producción:
1) Unidades de producción, excepto instalaciones renovables e instalaciones
térmicas de cogeneración de alta eficiencia atendiendo a la definición prevista en el
artículo 2 del Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración.
2) Unidades de producción correspondientes a instalaciones térmicas de
cogeneración de alta eficiencia atendiendo a la definición prevista en el artículo 2 del
Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración.
3) Unidades de producción correspondientes a instalaciones renovables
gestionables de acuerdo a la definición establecida en el anexo XV del
4) Unidades de producción correspondientes a instalaciones renovables no
gestionables de acuerdo a la definición establecida en el anexo XV del
Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Dentro de este conjunto de unidades, se reducirán en
último lugar aquellas cuya adecuación tecnológica, de acuerdo con lo fijado en los
procedimientos de operación 12.2 y 12.3, contribuya en mayor medida a garantizar las
condiciones de seguridad y calidad de suministro en el sistema eléctrico peninsular español.
Además, dentro de cada conjunto anterior de unidades, se reducirán en último lugar
aquellos generadores que reciban consignas de tensión del OS.
En este proceso de reducción del programa de energía respecto al PDBF mediante
prorrata se respetará el mínimo técnico de los grupos térmicos y los programas de
energía en uno o más de los periodos de programación de las tres primeras horas del
horizonte de programación a modo de rampa descendente de carga, asociada al proceso
de desacoplamiento de la unidad. Si una vez reducida al mínimo técnico la producción
de los grupos, persistiese aún un exceso de producción en la zona, se procederá a
programar la parada de dichos grupos, de acuerdo con el orden de mérito de las ofertas
de compra de energía (reducción del programa PDBF) presentadas para el proceso de
solución de restricciones técnicas, iniciando la programación de la parada de aquellas
unidades que han presentado un mayor precio en su oferta de compra de energía.
Cuando coincidan ofertas al mismo precio, se programará la parada de grupos térmicos
en función de susnimos técnicos, comenzando por aquellos grupos que resuelvan la
congestión con el menor movimiento de energía, siempre que la seguridad del sistema
eléctrico así lo permita. En este proceso de programación de la parada de la unidad, se
tendrá en cuenta el impacto del consumo asociado a dicha unidad de generación.
En este proceso de programación de la parada de grupos térmicos, se deberá tener en
cuenta además el tiempo de preaviso de arranque en frío desde orden de arranque hasta
mínimo técnico, y/o, en su caso, el tiempo de preaviso para el arranque de una turbina de gas
adicional, programándose así en primer lugar, en el caso de que la seguridad del sistema así
lo requiera, la parada del grupo con un menor tiempo de arranque.
En el caso concreto de que se identifique una restricción en la que se requiera la
reducción del programa de varias unidades pertenecientes a un mismo PM con una
contribución equivalente a la restricción y mismo orden de prioridad de despacho por tipo de
producción de este apartado, se prorrateará preferentemente la energía a reducir para la
solución de la congestión entre la suma del programa PDBF de todas las unidades de
producción pertenecientes a un mismo PM, y se tendrá en cuenta el orden de preferencia