RESOLUCIÓN DE 27 DE OCTUBRE DE 2010, DE LA SECRETARÍA DE ESTADO DE ENERGÍA, POR LA QUE SE APRUEBAN LOS PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA P.O. 3.10, P.O. 14.5, P.O. 3.1, P.O. 3.2, P.O. 9 Y P.O. 14.4 PARA SU ADAPTACIÓN A LA NUEVA NORMATIVA ELÉCTRICA.
El artículo 3.1.k) 
de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establece, entre las competencias que corresponden a la Administración General del Estado, aprobar por medio de resolución del Secretario de Estado de Energía las reglas de mercado y los procedimientos de operación de carácter instrumental y técnico necesarios para la gestión económica y técnica del sistema.
Por su parte, el Real Decreto 2019/1997 , de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, establece, en su artículo 31, que el operador del sistema podrá proponer para su aprobación por el Ministerio de Industria Turismo y Comercio los procedimientos de operación de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del sistema, quien resolverá previo informe de la Comisión Nacional de Energía.
El Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, modificado posteriormente por el Real Decreto 1221/2010, de 1 de octubre, por el que se modifica el Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, desarrolla un nuevo servicio de ajuste del sistema denominado “resolución de restricciones por garantía de suministro”, que tendrá lugar después de la casación del mercado diario.
El párrafo primero de la disposición adicional tercera del citado Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, dispone que, en un plazo máximo de tres días hábiles a partir de la publicación de este real decreto, el operador del sistema deberá presentar al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una propuesta de revisión de los procedimientos de operación afectados por lo establecido en este real decreto.
Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema de los nuevos procedimientos de operación del sistema P.O. 3.10 “Solución de restricciones por garantía de suministro” y P.O. 14.5 “Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997 ”, y de las modificaciones de los procedimientos P.O. 3.1 “Programación de la generación, P.O. 3.2 “Resolución de restricciones técnicas”, P.O. 9 “Información intercambiada por el Operador del Sistema”, P.O. 14.4 “Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema”, una vez puesta a disposición de los representantes de los sujetos del sistema con objeto de recibir comentarios a su contenido, conforme establece la disposición adicional tercera del Real Decreto 485/2009 , de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.
Esta Secretaría de Estado, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, resuelve:
Primero.-Aprobar los procedimientos para la operación del sistema eléctrico, P.O. 3.10 “Solución de restricciones por garantía de suministro”, P.O. 14.5 “Saldos de las liquidaciones del operador del sistema”, P.O. 3.1 “Programación de la generación, P.O. 3.2 “Resolución de restricciones técnicas”, P.O. 9 “Información intercambiada por el Operador del Sistema”, P.O. 14.4 “Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema”, que se insertan a continuación.
Segundo.-La presente resolución surtirá efectos el día siguiente al de su publicación en el “Boletín Oficial del Estado”.
Tercero.-A partir de la fecha en que surta efectos la presente resolución quedan sin efecto los siguientes procedimientos de operación del sistema eléctrico:
P.O. 3.1: “Programación de la generación”, aprobado por Resolución de la Secretaria de Estado de Energía de 18 de mayo de 2009.
P.O. 3.2: “Resolución de restricciones técnicas”, aprobado por Resolución de la Secretaria de Estado de Energía de 18 de mayo de 2009.
P.O. 9: “Información intercambiada por el Operador del Sistema” “, aprobado por Resolución de la Secretaria de Estado de Energía de 18 de mayo de 2009.
P.O. 14.4: “Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema”, aprobado por Resolución de la Secretaria General de Energía de 28 de junio de 2008.
ÍNDICE
P.O. 3.10 Resolución de restricciones por garantía de suministro.
P.O. 14.5 Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2019/1997.
P.O. 3.1 Programación de la generación.
P.O. 3.2 Resolución de restricciones técnicas.
P.O. 9. Información intercambiada por el operador del sistema.
P.O. 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
P.O. 3.10 Resolución de restricciones por garantía de suministro
1. Objeto.-El objeto de este procedimiento es establecer el proceso para la solución de las restricciones por garantía de suministro identificadas en el programa diario base de funcionamiento (PDBF) que afecten al sistema eléctrico español.
2. Ámbito de aplicación.-Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:
a) Operador del Sistema (OS).
b) Sujetos de Mercado (SM).
En el contenido de este procedimiento de operación, salvo mención expresa contraria, todas las referencias a los sujetos titulares de las unidades de programación deberán ser entendidas como aplicables también a los representantes de sujetos titulares de unidades de programación.
3. Restricción por garantía de suministro.-Es la producción que se determine como necesaria de aquellas unidades térmicas de producción de energía eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas para asegurar la garantía del suministro hasta el límite máximo establecido en el artículo 25 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y tenidas en cuenta las posibles limitaciones de programa por seguridad que, de acuerdo con lo establecido en los procedimientos de operación, pudieran ser requeridas.
Para la resolución de estas restricciones se aplicarán los mecanismos descritos en el presente procedimiento de operación.
4. Plan de funcionamiento para la resolución de restricciones por garantía de suministro.
4.1 Determinación del plan semanal de funcionamiento.-El plan semanal de funcionamiento para la solución de restricciones por garantía de suministro establecerá, para cada día de la semana y con desglose horario, el programa de producción de las centrales que utilizan carbón autóctono como combustible. Este plan semanal abarcará el periodo de tiempo comprendido entre las 0:00 horas de cada sábado y las 24:00 horas del viernes inmediato siguiente.
De forma excepcional el primer plan semanal de funcionamiento abarcará el periodo de tiempo comprendido entre las 0:00 horas del primer día del mes siguiente al de entrada en vigor de este procedimiento de operación y las 24:00 horas del viernes inmediato siguiente.
Podrán formar parte de este plan semanal de funcionamiento las unidades de programación que corresponden a las centrales citadas en el Anexo II del Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, y que no hayan alcanzado el volumen máximo de producción que puede ser programado en cada central por garantía de suministro fijado anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
El plan semanal de funcionamiento para cada unidad de programación será elaborado por el OS con el objetivo de alcanzar el volumen de generación térmica fijado anualmente para cada central por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, utilizando carbón autóctono como combustible y de forma que pueda ser integrado en el sistema garantizando los criterios de seguridad, calidad y fiabilidad del sistema contenidos en los procedimientos de operación.
Dado que el objetivo de producción con carbón autóctono se establece en términos anuales, previamente a la elaboración del plan semanal, se realizarán como base análisis con horizonte anual a fin de ubicar temporalmente el objetivo de producción en cada una de estas centrales de la manera más eficiente, teniendo en cuenta la estacionalidad anual de la demanda, de las aportaciones a los embalses hidroeléctricos, de la producción eólica y de la solar, así como la siguiente información comunicada al OS de acuerdo con lo fijado en los procedimientos de operación por los que se establece la previsión de la cobertura y análisis de seguridad del sistema eléctrico, los planes de mantenimiento de las unidades de producción y la información intercambiada por el operador del sistema:
Previsión de indisponibilidades de unidades de generación.
Existencias de carbón en parque de central en toneladas (desglosadas por tipos) y en millones de termias PCI y PCS.
Nivel de existencias de carbón y la capacidad máxima de almacenamiento del mismo en el parque de la central.
Estructura de consumo y fracción de cada tipo de combustible que sea preciso mezclar, en su caso, por razones ambientales.
Plan previsto de entregas de carbón de consumo garantizado para los meses restantes del año en curso.
A fin de orientar a los sujetos del mercado, los resultados de los análisis que con horizonte anual realice el OS, serán publicados cada mes en un informe en el que, con desglose mensual, se refleje un plan de producción con carácter indicativo de las centrales que utilizan carbón autóctono como combustible.
El plan semanal se establecerá, de manera objetiva y no discriminatoria, teniendo en consideración las mejores previsiones de demanda, producción renovable eólica y solar, de cogeneración, hidraulicidad, intercambios internacionales, indisponibilidades comunicadas del equipo generador y de la red de transporte, así como la información semanal relativa a los embalses comunicada por las empresas propietarias al OS, de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la previsión de la cobertura y análisis de seguridad del sistema eléctrico y, el plan de funcionamiento horario indicativo por cada unidad de programación, que eventualmente pudiera recibir de los SM titulares de unidades de generación afectadas por las restricciones por garantía de suministro. Este plan horario indicativo podrá reflejar condiciones especiales de funcionamiento debidamente justificadas como, por ejemplo, las asociadas a la provisión del servicio de regulación secundaria por parte de estas unidades.
Para el establecimiento del plan semanal de funcionamiento se respetarán los valores correspondientes a las potencias mínimas y máximas técnicas de las unidades de producción, de acuerdo con la información contenida en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica (RAIPEE) y aquella que, en caso de no estar contenida en el RAIPEE, deberán facilitar al OS los sujetos titulares de las correspondientes unidades de programación de una forma fehaciente, y de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS. Se tendrán en cuenta además las posibles limitaciones transitorias de estos valores de potencia comunicados también de forma fehaciente por los sujetos titulares de estas unidades al OS.
El plan semanal de funcionamiento establecido por el OS tendrá en cuenta las características de las unidades de programación y la información estructural suministrada por el sujeto titular de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece el intercambio de información con el OS.
4.2 Actualización del volumen máximo de producción programable por garantía de suministro.-El OS calculará diariamente, para cada una de las centrales que participan en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, el volumen máximo de producción que puede ser programado en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, como la diferencia entre el volumen máximo de producción fijado para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997 , de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, y la energía efectivamente producida en cada una de las centrales desde el primer día del correspondiente año, salvo que se establezca un periodo de tiempo inferior.
Esta información se pondrá a disposición de cada uno del sujetos del mercado titulares de las centrales de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS.
4.3 Comunicación del plan semanal de funcionamiento.-Con carácter semanal, antes de las 14:00 horas de cada jueves y para el horizonte que abarca toda la semana siguiente (de sábado a viernes, inclusive), el OS pondrá a disposición de cada sujeto del mercado, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS, el plan de funcionamiento horario de las unidades de programación para la solución de restricciones por garantía de suministro correspondiente a la siguiente semana (de sábado a viernes, inclusive), de las que sea titular cada sujeto del mercado.
De forma excepcional, el primer plan semanal de funcionamiento será comunicado por el OS a los sujetos del mercado antes de las 9:00 horas del día D-1, siendo D el primer día del mes siguiente al de entrada en vigor de este procedimiento de operación.
4.4 Actualización diaria del plan semanal de funcionamiento.-El OS podrá proceder a realizar las modificaciones en el plan de funcionamiento semanal que sean necesarias para tener en cuenta la mejor información disponible en relación con:
La demanda prevista por el OS.
La previsión de producción de origen renovable.
Las indisponibilidades sobrevenidas que afecten a las unidades de producción y/o a elementos de red.
Diariamente, dentro del plazo de tiempo fijado para la comunicación de información previa al mercado diario en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación, el OS pondrá a disposición de cada sujeto del mercado, el plan de funcionamiento semanal actualizado para los días siguientes al de actualización contemplados en el horizonte semanal, correspondiente a las unidades de programación de las que sea titular cada sujeto del mercado.
4.5 Establecimiento del plan de funcionamiento diario por garantía de suministro.-Dentro del plazo de tiempo fijado para la recepción de nominaciones tras el mercado diario en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación, el OS podrá recibir la nominación, correspondiente al día de programación y con detalle horario, de los programas de producción por unidad de programación de las centrales térmicas del plan de funcionamiento actualizado que tienen asociadas dos o más unidades de programación.
En el caso de que el OS no haya recibido la nominación, o bien, habiéndose recibido dicha nominación, el valor total nominado fuese distinto al programa de producción establecido para la central en el plan de funcionamiento actualizado correspondiente al día de programación, el OS procederá a asignar a cada unidad de programación de la central el programa de producción establecido en el plan de funcionamiento semanal actualizado.
Para el resto de unidades incluidas en el plan de funcionamiento actualizado, el programa de producción de cada unidad de programación será igual al establecido en el plan de funcionamiento semanal actualizado.
5. Comunicación al Operador del Sistema de programas de funcionamiento.-Los sujetos titulares de unidades de programación de régimen ordinario, no incluidas en el Anexo II del Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, y que utilicen como parte del combustible para la generación gas siderúrgico, deberán facilitar al OS, el valor del programa de venta de energía establecido en el PDBF necesario para el consumo de gas siderúrgico.
Estos programas de funcionamiento deberán ser comunicados al OS una vez publicado el PDBF y antes de transcurridos 30 minutos desde su publicación, al objeto de que dicha información pueda ser tenida en cuenta en la fase 2 del proceso de resolución de las restricciones por garantía de suministro.
6. Proceso de resolución de las restricciones por garantía de suministro.-El proceso para la resolución de las restricciones por garantía de suministro al programa diario base de funcionamiento consta de dos fases:
Fase 1: Modificación del programa PDBF por criterios de seguridad de suministro.
Fase 2: Reequilibrio de generación y demanda asociado a la solución de restricciones por garantía de suministro.
6.1 Fase 1: Modificación del programa PDBF para la solución de restricciones por garantía de suministro.-El objetivo de esta fase es la determinación de las restricciones por garantía de suministro que puedan afectar al programa base de funcionamiento, identificando aquellas modificaciones de programa que sean necesarias para cumplir con los criterios de seguridad de suministro establecidos, con el respeto de las limitaciones de programa que haya sido preciso establecer por razones de seguridad del sistema.
6.1.1 Identificación de las restricciones por garantía de suministro.-Las restricciones por garantía de suministro se identificarán a partir de la producción que se determine en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro para el día de programación correspondiente, siempre que dicha producción no de lugar a restricciones técnicas en el sistema eléctrico español, conforme a lo establecido en los procedimientos de operación.
6.1.2 Medios para la resolución de las restricciones por garantía de suministro.-Para resolver las restricciones por garantía de suministro identificadas en el PDBF que afecten al sistema eléctrico peninsular español, el OS podrá establecer incrementos de la energía programada en el PDBF sobre las unidades de programación que formen parte del plan de funcionamiento diario por garantía de suministro para el día de programación correspondiente.
6.1.3 Establecimiento de limitaciones por seguridad del sistema.-Antes de proceder a la solución de las restricciones por garantía de suministro al programa diario base de funcionamiento identificadas en el sistema eléctrico español, el OS establecerá, en su caso, las limitaciones que sean necesarias, por razones de seguridad del sistema, sobre los programas de producción de las unidades incluidas en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro y para el día de programación correspondiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
Una vez establecidas las limitaciones por seguridad sobre los programas de producción de las unidades de programación fijados en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro, el OS procederá a resolver las restricciones por garantía de suministro al programa diario base de funcionamiento.
6.1.4 Aplicación de los medios de resolución de restricciones por garantía de suministro.-Los incrementos de programa para la resolución de las restricciones por garantía de suministro identificadas en el PDBF se efectuarán mediante la aplicación de redespachos de energía que respeten las limitaciones establecidas por seguridad y, hasta los valores de producción fijados en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro, dando lugar a nuevos programas de energía que estarán establecidos, siempre que así sea posible, en valores enteros de MWh, y que tendrán un valor no inferior al mínimo técnico de la correspondiente unidad, ni superior a la potencia máxima disponible en la unidad, potencia que en el límite será igual a la potencia activa neta registrada para la misma.
En el caso de que los incrementos de programa para la resolución de las restricciones por garantía de suministro no puedan ser compensados mediante la reducción de los programas de las instalaciones térmicas de producción de régimen ordinario emisoras de CO2 participantes en este proceso, de acuerdo con el mecanismo específico descrito en el apartado 6.2 de este procedimiento de operación, el OS podrá establecer incrementos de programa para la resolución de las restricciones por garantía de suministro inferiores a los fijados en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro, conforme a lo que se establece en el apartado 6.2.2 de este procedimiento de operación.
El OS establecerá las modificaciones de los programas correspondientes a la solución de restricciones por garantía de suministro, indicando para cada unidad de programación afectada por dicha modificación el tipo y magnitud del redespacho que le es aplicable de forma concreta, para lo que se utilizará la siguiente calificación:
UPOPVPGS: Unidad con programa obligado por garantía de suministro.
Unidad de venta de energía para la que se requiere el acoplamiento o el incremento de su programa de venta respecto al PDBF para la resolución de restricciones por garantía de suministro.
Los redespachos de energía correspondientes a la resolución de restricciones por garantía de suministro del PDBF, una vez incorporados en el PDVP, se considerarán firmes, manteniéndose sin variación el programa de energía de la unidad.
Los incrementos de programa respecto al PDBF que sean aplicados para la resolución de las restricciones por garantía de suministro serán valorados al precio de retribución de la energía fijado para cada central por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
6.2 Fase 2: Reequilibrio de generación y demanda asociado a la solución de restricciones por garantía de suministro.-Una vez resueltas las restricciones por garantía de suministro identificadas en el PDBF y, las restricciones técnicas asociadas a la fase 1 del proceso de resolución de restricciones técnicas correspondiente a la modificación del programa PDBF por criterios de seguridad, junto con la reducción o anulación, en su caso, de los programas correspondientes a contratos bilaterales cuya generación y/o demanda haya sido reducida en dicha fase 1, de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas, el OS procederá a realizar las modificaciones de programa necesarias para equilibrar el incremento de generación que se haya producido como consecuencia de la resolución de restricciones por garantía de suministro.
En este proceso se respetarán las limitaciones establecidas, por razones de seguridad del sistema, en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas, de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
6.2.1 Medios para equilibrar el incremento de generación derivado de la resolución de restricciones por garantía de suministro.-Para equilibrar el incremento de generación que se haya producido como consecuencia de la resolución de restricciones por garantía de suministro, el OS podrá proceder a la reducción de la energía programada en el PDBF por los titulares de unidades de venta de energía correspondientes a instalaciones térmicas de producción de régimen ordinario emisoras de CO2, que utilicen como combustible carbón (de importación o nacional), fuel o gas natural.
Quedarán exceptuadas de participar en este proceso las siguientes unidades térmicas de producción de régimen ordinario emisoras de CO2:
Las unidades participantes en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, de acuerdo con Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997 , de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, y que no hayan alcanzado el volumen máximo de producción programable para cada año por garantía de suministro fijado por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
Las instalaciones que realicen actividades de cogeneración.
Las instalaciones a las que aplique la prima que se establece en los artículos 45 y 46 y en la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
Las instalaciones de producción en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento.
Las instalaciones de producción de régimen ordinario que utilicen como parte de combustible para la generación gas siderúrgico, por los valores del programa de funcionamiento establecido en el PDBF para el consumo de gas siderúrgico, que haya sido comunicado al OS de acuerdo con el apartado 5 de este procedimiento de operación.
6.2.2 Aplicación de los medios para equilibrar el incremento de generación debido a la resolución de restricciones por garantía de suministro.-El OS determinará las reducciones que deban realizarse sobre el PDBF, para equilibrar en todos y cada uno de los periodos de programación los incrementos de programa que se hayan producido por la solución de restricciones por garantía de suministro teniendo en cuenta las modificaciones de programa establecidas en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas, una vez reducidos o anulados, en su caso, los programas correspondientes a contratos bilaterales cuya generación y/o demanda haya sido reducida en dicha primera fase, respetando las limitaciones de programa por seguridad aplicadas en la primera fase del proceso de solución de restricciones técnicas, de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
En el caso de que en un periodo horario de programación, los incrementos de programa horarios establecidos para la solución de restricciones por garantía de suministro sean iguales o inferiores a las modificaciones de programa horarias establecidas en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas, teniendo en cuenta en su caso, las reducciones o anulaciones de los programas correspondientes a contratos bilaterales cuya generación y/o demanda haya sido reducida, cuyo saldo neto horario represente una reducción del PDBF, se considerará equilibrado el incremento de generación derivado de la resolución de restricciones por garantía de suministro.
En el caso de que el saldo neto horario de las modificaciones de programa establecidas en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas, teniendo en cuenta en su caso, las reducciones o anulaciones de los programas correspondientes a contratos bilaterales cuya generación y/o demanda haya sido reducida, de lugar a un incremento del PDBF o que los incrementos de programa horarios establecidos para la solución de restricciones por garantía de suministro sean superiores a las modificaciones de programa establecidas en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas, una vez reducidos o anulados, en su caso, los programas correspondientes a contratos bilaterales cuya generación y/o demanda haya sido reducida en dicha primera fase, cuyo saldo neto horario represente una reducción del PDBF, el OS determinará las unidades que verán reducido su programa horario para la solución de los desequilibrios de producción derivados de la resolución de restricciones por garantía de suministro conforme a la aplicación de los siguientes criterios:
Asignación, en primer lugar, de las reducciones del programa PDBF de acuerdo con el orden de mérito descendente de los niveles de emisión de CO2 correspondiente a las distintas unidades de programación de carbón y fuel programadas en el PDBF y participantes en este proceso, respetando las limitaciones de programa por seguridad establecidas en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
Cuando exista más de una unidad con el mismo nivel de emisiones de CO2, se procederá a distribuir las reducciones de programa entre dichas unidades mediante un reparto a prorrata de la energía a reducir entre todas ellas con respecto al programa PDBF de la unidad en el periodo de programación correspondiente.
El nivel de emisión de CO2 de cada unidad se corresponderá con el que se fije de acuerdo con el apartado cuarto del Anexo I del Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
Asignación posterior de las reducciones del programa PDBF sobre las unidades de programación que utilicen como combustible gas natural, de forma proporcional a la energía programada en el PDBF en el correspondiente periodo de programación.
En el caso de que tras la reducción de todos y cada uno de los programas del PDBF de las unidades de programación de carbón y fuel y, de las que utilicen como combustible gas natural, compatibles con el cumplimiento de las limitaciones por seguridad, no se haya podido equilibrar el incremento de generación derivado de la solución de restricciones por garantía de suministro, el OS procederá de la siguiente forma, una vez estén desarrolladas las aplicaciones informáticas necesarias y el OS haya comunicado a los sujetos del mercado su fecha de aplicación a través de la Web de Sujetos del Mercado del eSIOS:
Reducción, en primer lugar, del programa PDBF de las unidades de programación participantes en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, de acuerdo con Anexo II del Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, que no hayan alcanzado el volumen máximo de producción programable para cada año por garantía de suministro fijado por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, hasta los valores de energía establecidos en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro.
Reducción de los incrementos de los programas de producción establecidos para la solución de restricciones por garantía de suministro, prorrateando la energía a reducir entre todas las unidades en proporción a los incrementos de los programas de producción establecidos. En este proceso se respetará el mínimo técnico de los grupos, teniendo en cuenta en su caso, el programa PDBF de estas unidades.
Si una vez reducidos los incrementos de los programas de producción establecidos para la solución de restricciones por garantía de suministro hasta el mínimo técnico de cada una de las unidades, persistiese aún un desequilibrio entre generación y demanda, se procederá a anular preferentemente los incrementos de los programas de producción por garantía de suministro de aquellas unidades que, resolviendo el desequilibrio entre generación y demanda, conlleve un menor movimiento de los incrementos de producción previamente establecidos por garantía de suministro en relación con el plan de funcionamiento semanal establecido por unidad de programación, en todos y cada uno de los periodos horarios del horizonte de programación. En este proceso de reducción participarán en primer lugar las unidades que en el PDBF tengan un programa horario nulo en todos y cada uno de los periodos que constituyen el horizonte diario de programación. En el caso de que más de una unidad hubiese resultado programada en el PDBF, se seleccionarán las unidades siguiendo el orden creciente de energía diaria programada en el PDBF y, cuando coincida dicho valor, se seleccionarán siguiendo en primer lugar, orden alfabético y finalmente, orden numérico.
Hasta poder disponer de las aplicaciones informáticas anteriores, el OS procederá a la anulación, en todos los periodos horarios del horizonte de programación, de los programas de producción de las unidades de programación establecidos de acuerdo con el plan de funcionamiento diario para la solución de restricciones por garantía de suministro que sean necesarios, hasta equilibrar el incremento de generación derivado de la solución de restricciones por garantía de suministro. En este proceso se respetarán las limitaciones establecidas por razones de seguridad del sistema y, siempre que sea posible, se anularán en primer lugar los programas de las unidades que no hayan resultado programadas en el PDBF y, preferentemente los de aquellas cuya anulación de los incrementos de programa para la solución de restricciones por garantía de suministro conlleve un menor movimiento de energía.
En los procesos de reducción del programa de energía respecto al PDBF de las unidades de programación de carbón, fuel y de las que utilicen como combustible gas natural, se respetarán los programas de energía de las unidades que tengan únicamente programa PDBF en uno o varios de los tres primeros periodos horarios que constituyen el horizonte diario de programación, a modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.
Las reducciones de programa respecto al PDBF que sean aplicadas para equilibrar los incrementos de generación derivados de la resolución de las restricciones por garantía de suministro serán valoradas al precio marginal horario resultante del mercado diario.
Tanto los incrementos de programa para la solución de restricciones por garantía de suministro como las reducciones de programa para equilibrar el incremento de generación derivado de las anteriores restricciones, serán incorporados en el programa diario viable provisional (PVP), que será publicado conforme al procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación.
7. Indisponibilidades de unidades de producción incluidas en el plan de funcionamiento semanal.-Las indisponibilidades de unidades de producción que sean comunicadas con posterioridad a la publicación por el OS del plan de funcionamiento semanal actualizado serán tenidas en cuenta en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro de la misma forma que las indisponibilidades de unidades de producción con influencia en la seguridad del sistema que hayan sido comunicadas después de publicado el PDBF, conforme al procedimiento de operación por el que se establece la solución de restricciones técnicas.
8. Información a los sujetos del mercado.-Como resultado del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro del PDBF, el OS pondrá a disposición de los sujetos del mercado, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS, las siguientes informaciones:
Los redespachos a subir aplicados sobre las unidades de programación para resolver las restricciones por garantía de suministro identificadas en el PDBF.
Los redespachos a bajar aplicados sobre las unidades de programación para equilibrar los incrementos de generación derivados de la solución de restricciones por garantía de suministro.
El OS pondrá también a disposición de los sujetos del mercado cualquier actualización de la información anterior puesta a su disposición en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro que haya sido precisa.
Estos intercambios de información serán efectuados a través de los medios y con la estructura definida en las versiones vigentes del procedimiento establecido para los intercambios de información del OS con los sujetos del mercado.
9. Solución de anomalías y reclamaciones al proceso de solución de restricciones por garantía de suministro.-La posible identificación de anomalías y/o presentación de reclamaciones al proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro del PDBF, podría dar lugar a la repetición de este proceso en caso de que la solución de la anomalía así lo haga necesario, siempre que ello sea posible, con el debido respeto de los plazos de tiempo máximos admisibles establecidos y publicados por el OS, para garantizar que no se vean negativamente afectados los posteriores procesos de programación de la generación.
Una vez publicado el PDVP o cualquiera de los soportes de información asociados a la resolución de las restricciones por garantía de suministro del PDBF, los sujetos titulares de unidades de programación podrán presentar reclamaciones a este proceso, dentro del plazo de tiempo fijado en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación, mediante la aplicación de Gestión de Reclamaciones puesta a su disposición a estos efectos por el OS, pudiendo adelantar la información referente a la existencia de esta reclamación, a través de comunicación telefónica, fax o correo electrónico, siendo necesaria, en cualquier caso, la existencia de una comunicación formal expresa a través de la aplicación informática de gestión de reclamaciones, o por un medio escrito (fax o correo electrónico), para su consideración como reclamación formal.
10. Participación de las centrales que intervienen en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro en los servicios de ajuste del sistema.
10.1 Proceso de solución de restricciones técnicas.-Las unidades de programación que participen en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1197, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica deberán presentar las ofertas específicas para la resolución de las restricciones técnicas de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la solución de restricciones técnicas.
En el caso de que en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro se haya incrementado el programa de una determinada unidad de programación, cualquier otro incremento de programa que sea establecido sobre dicha unidad por razones de seguridad del sistema en el proceso de resolución de restricciones técnicas, será valorado al precio de la oferta simple de restricciones, asignándose el correspondiente bloque de la oferta presentada de acuerdo con el punto de funcionamiento de la unidad resultante tras el incremento de programa establecido para la unidad para la solución de restricciones por garantía de suministro.
Las ofertas presentadas al proceso de solución de restricciones técnicas del PBF por las unidades de programación obligadas a participar en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997 , de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, no se tendrán en cuenta en la fase 2 del proceso de resolución de restricciones técnicas, cuando resulte necesario resolver en esta fase un exceso de generación, conforme al procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
Las unidades de programación habilitadas para la solución de restricciones por garantía de suministro participarán en el proceso de solución de restricciones técnicas en el mercado intradiario y en tiempo real, conforme al procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
Cuando una unidad de programación, estando obligada a participar en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro, haya alcanzado el volumen máximo de producción programable por garantía de suministro pasará a participar en el proceso de solución de restricciones técnicas conforme a lo establecido en los correspondientes procedimientos de operación.
10.2 Prestación de servicios complementarios y participación en el proceso de gestión de desvíos generación-consumo.-Las unidades de programación que participen en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1197, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica participarán en los servicios complementarios de regulación primaria, secundaria y terciaria, control de tensión de la Red de Transporte y, gestión de desvíos generación-consumo, de acuerdo con lo que se establece en los correspondientes procedimientos de operación.
11. Liquidación del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.-En este apartado se describen con carácter general los principales aspectos del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro que tienen incidencia directa en la liquidación de este servicio de ajuste del sistema.
El cálculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago derivados del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro está definido en el procedimiento de operación por el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
11.1 Liquidación de las unidades con programa PDBF habilitadas para participar en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro.-En el caso de que una unidad de programación resulte programada en el PDBF y esté obligada a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997 , de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, hasta que no haya alcanzado el volumen máximo de producción programable anual por garantía de suministro, la energía programada en el PDBF hasta, en su caso, el valor de producción establecido en el plan de funcionamiento diario actualizado para dicha unidad, será valorada al precio resultante de la diferencia entre el precio de retribución de la energía establecido en el Anexo II del citado Real Decreto y el precio marginal horario del mercado diario, cuando el precio marginal sea superior al precio de retribución, dando lugar a una obligación de pago para el sujeto titular de la unidad; y al precio resultante de la diferencia entre el precio de retribución de la energía establecido en el Anexo II del citado Real Decreto y el precio marginal horario del mercado diario, cuando el precio marginal sea igual o superior al coste variable regulado e inferior al precio de retribución, establecidos mediante Resolución conforme al Anexo II del citado Real Decreto 134/2010 , dando lugar a un derecho de cobro para el sujeto titular de la unidad.
11.2 Liquidación de la provisión del servicio de resolución de restricciones por garantía de suministro.-La liquidación de la provisión del servicio de resolución de restricciones por garantía de suministro se establece con arreglo a la energía redespachada y los precios incorporados en estos redespachos, aplicados en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro del PDBF, y en los casos en que así sea aplicable, conforme a las medidas de energía.
11.3 Liquidación de los programas de energía.-Los redespachos y precios incorporados en los mismos aplicables a cada una de las unidades de programación que han modificado su programa como consecuencia del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro del PDBF están especificados en el anexo de este procedimiento.
11.4 Liquidación conforme a las medidas de energía.-La liquidación con medidas será aplicable a las unidades de programación para las que se haya establecido un aumento de su programa respecto al PDBF para la resolución de las restricciones por garantía de suministro y para las que hayan resultado programadas en el PDBF, hasta los valores establecidos en el plan de funcionamiento diario actualizado.
11.5 Distribución de los sobrecostes derivados del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.-Los sobrecostes del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro serán calculados y repercutidos de acuerdo con los criterios especificados en el procedimiento de operación por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
ANEXO I
Redespachos y precios aplicables a la prestación del servicio de resolución de restricciones por garantía de suministro del programa diario base de funcionamiento
1. Redespachos programados.
1.1 Incrementos del programa PDBF para la solución de restricciones por garantía de suministro.-Los redespachos de energía a subir de tipo UPOPVPGS programados en el PDVP para la resolución de restricciones por garantía de suministro incorporarán el precio de retribución de la energía fijado para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997 , de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
1.2 Reducciones del programa PDBF para equilibrar los incrementos de generación derivados de la solución de restricciones por garantía de suministro.-Los redespachos de energía a bajar programados en el PDVP para equilibrar los incrementos de programa derivados de la solución de restricciones por garantía de suministro, aplicados sobre una transacción del mercado diario (redespacho ECOGS) o sobre una unidad de venta asociada a un contrato bilateral con entrega física (redespacho ECOCBGS), incorporarán el precio correspondiente al precio marginal horario del mercado diario.
2. Ejecución efectiva de los redespachos programados conforme a medidas.-El OS determinará con arreglo a las medidas, en aquellos casos en que sea aplicable, las modificaciones que sean precisas para los precios incorporados en los redespachos programados, teniendo en cuenta el hecho de que se hayan producido éstos de forma efectiva de acuerdo con las medidas recibidas, así como la energía real medida para la unidad y la energía para ella programada por garantía de suministro.
En el caso de que la energía medida en una hora para una unidad de programación sea inferior a la suma de la energía programada en el PBF más la programada a subir por garantía de suministro y hasta, en su caso, el valor establecido en el plan de funcionamiento actualizado para la solución de restricciones por garantía de suministro, la energía incumplida será valorada al precio resultante de la diferencia entre el precio de retribución de la energía establecido mediante Resolución de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, y el precio marginal horario del mercado diario, dando lugar a una obligación de pago para el sujeto titular cuando el precio de retribución sea superior al precio marginal horario del mercado diario y, en caso contrario, a un derecho de cobro.
P.O. 14.5 Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997
1. Objeto.-El objeto de este procedimiento es:
Establecer la prioridad de asignación de los fondos disponibles para equilibrar los posibles déficits en la liquidación mensual del operador del sistema derivados de anotaciones en cuenta cuyo saldo tiene la consideración de ingreso o coste liquidables del sistema a los efectos de lo dispuesto en el Real Decreto 2017/1997 , de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.
Establecer el precio medio de pagos por capacidad a aplicar a la demanda de comercializadores y consumidores directos en las liquidaciones sin medidas de demanda.
Establecer la liquidación de la regularización anual por exceso o defecto en la retribución por garantía de suministro según se establece en el Real Decreto 134/2010 ..
2. Ámbito de aplicación.-Este procedimiento de operación es de aplicación al Operador del Sistema, a los sujetos productores con derechos de cobro por incentivo a la inversión o por restricciones por garantía de suministro y a los comercializadores y consumidores directos.
3. Precio medio de pagos por capacidad en liquidaciones sin medidas de demanda.-En las liquidaciones sin medidas de demanda el precio medio de pagos por capacidad a aplicar por el Operador de Sistema se estimará del modo siguiente para cada sujeto:
Consumidores directos: el precio de pago por capacidad a aplicar en las liquidaciones sin medidas será el correspondiente a su tarifa de acceso.
Comercializadores que disponen de algún mes con cierre de medidas de demanda liquidadas. El precio medio se calculará, para cada comercializador, ponderando los precios de cada tarifa de acceso con el porcentaje de demanda mensual en barras de central en cada tarifa de acceso, obtenido con las medidas liquidadas en el mismo mes del año anterior, o en el caso de no disponer de medidas en dicho mes, con las medidas del último mes con liquidación de medidas.
Comercializadores que no disponen de algún mes con medidas de demanda liquidadas. El precio se calculará para todos estos comercializadores, ponderando los precios con los porcentajes de demanda mensual en barras de central en cada tarifa de acceso obtenidos con las medidas liquidadas a la demanda de comercializadores libres, o en su caso, de comercializadores de último recurso, en el mismo mes del año anterior, salvo que el comercializador comunique una previsión justificada de porcentajes de demanda.
Los porcentajes comunicados por el comercializador serán aplicados para la obtención de su precio medio de pagos por capacidad hasta que disponga de un mes con medidas liquidadas.
4. Definiciones.
Saldo diferencial de pagos por capacidad de la liquidación n del mes m. Diferencia del saldo de los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en las liquidaciones n y n-1 del mes m, según lo establecido en el Anexo III de la Orden ITC/2794/2007 , de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007 y los derechos de cobro y obligaciones de pago derivados de los contratos del servicio de disponibilidad.
Saldo diferencial de restricciones por garantía de suministro de la liquidación n del mes m. Diferencia del saldo de los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en las liquidaciones n y n-1 del mes m, según lo establecido en el Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro.
Saldo diferencial del cierre de energía de la liquidación n del mes m. Diferencia del saldo de los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en las liquidaciones n y n-1 del mes m, según lo establecido en la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009 , de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica, y en la disposición adicional quinta de la Orden ITC/913/2006 , añadida en la Orden ITC/1659/2009 , de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica.
Saldo diferencial neto de la liquidación n del mes m a liquidar por el Operador del Sistema con la CNE. Suma de los saldos diferenciales de pagos por capacidad, de restricciones por garantía de suministro y de cierre de energía de la liquidación n del mes m que se anotan al operador del sistema y que tienen la consideración de ingreso o coste liquidable a efectos del Real Decreto 2017/1997.
Fondos disponibles en el mes M. Fondos a disposición del operador del sistema para resolver los saldos deficitarios en las liquidaciones con cierre en la segunda quincena del mes M.
5. Liquidaciones con cierre en la primera quincena del mes M.-En la primera quincena del mes M se cierra la Liquidación Inicial Provisional Segunda para la que se aplicarán los criterios siguientes:
a) Si los saldos diferenciales de pagos por capacidad y de restricciones por garantía de suministro son deficitarios, se procederá del modo siguiente:
El saldo diferencial deficitario de pagos por capacidad se repartirá anotando una obligación de pago provisional a cada unidad de programación de producción en proporción a su derecho de cobro por incentivo a la inversión.
El saldo diferencial deficitario de restricciones por garantía de suministro se repartirá anotando una obligación de pago provisional a cada unidad de programación de producción en proporción a su saldo acreedor mensual de los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados por garantía de suministro.
El operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía los fondos necesarios para resolver el déficit pendiente.
b) Si el saldo diferencial de pagos por capacidad es excedentario y el saldo diferencial de restricciones por garantía de suministro es deficitario, el primero será fondo disponible para sufragar el segundo.
Si el saldo diferencial excedentario no es suficiente, se anotará una obligación de pago provisional a cada unidad de programación de producción en proporción a su saldo acreedor mensual de los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados por garantía de suministro.
El operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía los fondos necesarios para resolver el déficit pendiente.
Si el saldo diferencial excedentario es suficiente y queda saldo disponible, éste se considerará fondo disponible para las liquidaciones con cierre en la segunda quincena del mes M.
c) Si el saldo diferencial de pagos por capacidad es deficitario y el saldo de diferencial restricciones por garantía de suministro es excedentario, el segundo será fondo disponible para sufragar el primero.
Si el saldo excedentario no es suficiente, se anotará una obligación de pago provisional a cada unidad de programación de producción en proporción a su derecho de cobro por incentivo a la inversión.
El operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía los fondos necesarios para resolver el déficit anterior.
Si el saldo diferencial excedentario es suficiente y queda saldo disponible, éste se considerará fondo disponible para las liquidaciones del operador del sistema con cierre en la segunda quincena del mes M.
d) Si ambos saldos diferenciales son excedentarios, el importe resultante se considerará fondo disponible para las liquidaciones del operador del sistema con cierre en la segunda quincena del mes M.
6. Liquidaciones con cierre en la segunda quincena del mes M.-En la segunda quincena del mes M se cierran las liquidaciones siguientes:
Liquidación Inicial Provisional Primera del mes M.
Liquidación Intermedia Provisional del mes M-3.
Liquidación Final Provisional del mes M-8.
Liquidación Final Definitiva del mes M-10.
Los fondos disponibles para las liquidaciones con cierre en la segunda quincena del mes M serán la suma de:
Fondos transferidos por la CNE al operador del sistema para resolver déficits pendientes, recibidos el día hábil anterior al día de avance de cada liquidación.
Saldos diferenciales excedentarios de liquidaciones con cierre en el mes M.
Los fondos disponibles se asignarán con la siguiente prioridad:
a) Se resolverán los saldos diferenciales deficitarios de la Liquidación Final Definitiva del mes M-10. En el caso de que los fondos no fueran suficientes:
a.1) Se resolverán los déficits de los saldos de pagos de capacidad y garantía suministro con los criterios de prioridad establecidos en el apartado 4.
a.2) Si los fondos disponibles restantes no fueran suficientes para resolver el déficit pendiente por cierre de energía, se anotará una obligación de pago provisional a los comercializadores y consumidores directos en proporción a sus pérdidas liquidadas.
Tan pronto como se disponga de los fondos necesarios para resolver los déficits pendientes se procederá a realizar una Liquidación Excepcional de Regularización de Déficits de la Liquidación Final Definitiva en la que solamente se incluirán los las anotaciones relativas a la regularización.
b) Se resolverán los saldos diferenciales deficitarios de la Liquidación Final Provisional del mes M-8. En el caso de que los fondos no fueran suficientes se aplicarán los mismos criterios que en el punto a.
Los déficits pendientes se resolverán, en su caso, en la Liquidación Final Definitiva.
c) Se resolverán los saldos diferenciales deficitarios de la Liquidación Intermedia Provisional del mes M-3. En el caso de que los fondos no fueran suficientes se aplicarán los mismos criterios que en el apartado 4.
Los déficits pendientes se resolverán, en su caso, en la Liquidación Final Provisional.
d) Se resolverán los saldos diferenciales deficitarios de la Inicial Provisional Primera del mes M. En el caso de que los fondos no fueran suficientes se aplicarán los mismos criterios que en el apartado 4.
7. Comunicación de saldos a la CNE.-El operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía los fondos necesarios para resolver los déficits pendientes de las liquidaciones cerradas en el mes M.
El operador del sistema liquidará, en su caso, con la Comisión Nacional de Energía los saldos diferenciales excedentarios de la liquidaciones del mes M, tras resolver los déficits de las liquidaciones cerradas el mes M.
El operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía los fondos necesarios derivados de resoluciones de nuevos derechos de cobros que afecten a liquidaciones pendientes.
8. Regularizaciones por exceso o defecto de la retribución por garantía de suministro.-El operador del sistema comunicará a la Secretaría de Estado de Energía y a la Comisión Nacional de Energía qué centrales han sobrepasado el volumen de producción de energía fijado por la Secretaría de Estado de Energía y que implique una retribución por encima del 5 por ciento de la inicialmente establecida por garantía de suministro, para que Secretaría de Estado de Energía fije los nuevos precios de retribución de la energía. El operador del sistema procederá a liquidar el exceso de retribución en concepto de coste correspondiente al volumen máximo de producción alcanzado por la central.
El operador del sistema efectuará una liquidación final del exceso o defecto de retribución en función del cálculo de los costes reales que le comunique la Comisión Nacional de Energía y en función de las ayudas u otros ingresos asociados al funcionamiento al amparo del Real Decreto 134/2010 que le comunique la Comisión Nacional de Energía.
A efectos de lo dispuesto en el párrafo anterior el operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía la información que le sea requerida.
Los excesos o defectos de retribución a los que se refiere el Anexo II del Real Decreto 134/2010 que sean comunicados por la Comisión Nacional de la Energía al operador del sistema con posterioridad al cierre de la Liquidación Final Definitiva de un mes, se incluirán en la siguiente liquidación de cualquier mes.
Las obligaciones de pago liquidadas con el operador del sistema por este concepto en el mes M no tendrán la consideración de fondo disponible para las liquidaciones realizadas en el mes M.
P.O. 3.1 “Programación de la generación”
1. Objeto.-El objeto de este procedimiento es establecer el proceso de programación diaria de la generación a partir de las nominaciones de programas derivados de la ejecución de contratos bilaterales con entrega física y de la casación de ofertas de venta y de adquisición de energía en el mercado diario e intradiario, de forma que se garantice la cobertura de la demanda y la seguridad del sistema.
Se incorporan también en este procedimiento los criterios aplicables para la definición de las unidades de programación (UP) utilizadas en el proceso de programación de la generación y localizadas en el sistema eléctrico español.
La programación incluye los siguientes procesos sucesivos:
a) El programa diario base de funcionamiento (PDBF).
b) El programa diario viable provisional (PDVP).
c) La asignación de reserva de regulación secundaria.
d) Los programas horarios finales posteriores a las sucesivas Sesiones del mercado intradiario (PHF).
e) La aplicación, en su caso, del proceso de gestión de desvíos.
f) Los programas horarios operativos establecidos en cada hora hasta el final del horizonte de programación (P48).
g) El programa cierre (P48CIERRE).
2. Ámbito de aplicación.-Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:
a) Operador del Sistema (OS).
b) Sujetos del Mercado (SM).
En el contenido de este procedimiento de operación, salvo mención expresa contraria, todas las referencias a los sujetos titulares de las unidades de programación deberán ser entendidas como aplicables también a los representantes de sujetos titulares de unidades de programación.
3. Programas de energía, horarios, periodos de programación y días inhábiles.-Los programas de energía corresponderán a valores de MWh con un máximo de una cifra decimal.
Todos los horarios y los periodos de programación (intervalos temporales semiabiertos definidos por su hora de inicio y su hora fin) establecidos en este procedimiento de operación están referidos a la Hora Central Europea o CET (Central European Time) o CEST (Central European Summer Time).
A efectos del proceso de programación establecido en este procedimiento de operación serán días inhábiles: los sábados, los domingos, los festivos en la plaza de Madrid, el 24 de diciembre y el 31 de diciembre.
4. Definiciones.
4.1 Programa diario base de funcionamiento (PDBF).-Es el programa de energía diario, con desglose por periodos de programación, de las diferentes unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español. Este programa es establecido por el OS a partir del programa resultante de la casación del mercado diario comunicado por el OM, y la información de ejecución de contratos bilaterales con entrega física comunicada de acuerdo a lo establecido en el presente procedimiento de operación.
4.2 Programa diario viable provisional (PDVP).-Es el programa diario de unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español, con desglose por periodos de programación, que incorpora las modificaciones introducidas en el PDBF para la resolución de las restricciones por garantía de suministro y las restricciones técnicas identificadas en aplicación de los criterios de seguridad y las modificaciones necesarias para el reequilibrio posterior generación-demanda.
4.3 Asignación de reserva de regulación secundaria.-Proceso de asignación de ofertas de reserva de regulación secundaria realizado por el OS el día D-1 para garantizar la disponibilidad en el día D de la reserva de regulación secundaria a subir y a bajar, necesaria por razones de seguridad del sistema.
4.4 Programa horario final (PHF).-Es la programación establecida por el OS con posterioridad a cada una de las sucesivas Sesiones del mercado intradiario de unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español, como resultado de la agregación de todas las transacciones firmes formalizadas para cada periodo de programación como consecuencia del programa diario viable y de la casación de ofertas en el mercado intradiario una vez resueltas, en su caso, las restricciones técnicas identificadas y efectuado el reequilibrio posterior.
4.5 Programa horario operativo (P48).-Es el programa operativo de unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español que el OS establece en cada periodo de programación hasta el final del horizonte diario de programación. El programa horario operativo incorporará todas las asignaciones y redespachos de programa aplicados por el OS hasta su publicación, 15 minutos antes del inicio de cada hora.
4.6 Restricción por garantía de suministro.-Se entenderá como restricción por garantía de suministro a la producción que se determine como necesaria de aquellas unidades térmicas de producción de energía eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas para asegurar la garantía de suministro hasta el límite máximo establecido en el artículo 25 de la ley 54/1997, de 27 de noviembre, y tenidas en cuenta las posibles limitaciones de programa por seguridad que, de acuerdo con lo establecido en los procedimientos de operación, pudieran ser requeridas.
Para la resolución de estas restricciones se aplicarán los mecanismos descritos en los procedimientos de operación por los que se establecen la resolución de las restricciones por garantía de suministro.
4.7 Restricción técnica.-Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema producción-transporte 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:
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.
b) Insuficiente reserva de regulación secundaria y/o terciaria.
c) Insuficiente reserva de potencia adicional para garantizar la cobertura de la demanda prevista.
d) Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensión en la Red de Transporte.
e) Insuficiente reserva de capacidad para la reposición del servicio.
Para la resolución de estas restricciones se aplicarán los mecanismos descritos en los procedimientos de operación por los que se establecen la resolución de las restricciones técnicas y la gestión de los servicios de ajuste del sistema.
4.8 Desvíos generación-consumo.-Son los desvíos originados por las diferencias entre la producción real y la generación prevista, variaciones de la demanda del sistema y/o modificaciones obligadas de los programas de producción, así como por la existencia de diferencias importantes entre la demanda prevista en el sistema eléctrico peninsular español y la demanda programada tras los resultados de las diferentes Sesiones del mercado intradiario.
Para la resolución de estos desvíos generación-consumo se aplicarán los mecanismos descritos en los procedimientos de operación por los que se establece la gestión de los servicios de regulación frecuencia-potencia, y también, cuando así sea aplicable, el mecanismo de gestión de desvíos generación-consumo, establecido igualmente en los procedimientos de operación.
4.9 Programa cierre (P48CIERRE).-Es el programa que queda establecido al finalizar el horizonte diario de programación y que contiene los programas resultantes del programa diario base de funcionamiento y de las diferentes Sesiones del mercado intradiario, así como las modificaciones de los programas asociadas a los procesos de resolución de restricciones técnicas y a la participación de las diferentes unidades en, los servicios de regulación frecuencia-potencia del sistema y en el proceso de gestión de desvíos generación-consumo.
4.10 Nominación de programas correspondientes a la ejecución de contratos bilaterales con entrega física.-La nominación de programas correspondientes a la ejecución de contratos bilaterales con entrega física consiste en la comunicación por Unidad de Programación de dichos contratos bilaterales al Operador del Sistema en la forma y plazos contemplados en este procedimiento de operación.
Las nominaciones de los programas de energía correspondientes a la ejecución de contratos bilaterales con entrega física serán realizadas por el sujeto vendedor y por el sujeto comprador, directa o indirectamente, al Operador del Sistema:
Nominación directa: Cada uno de los SM que forman parte del contrato bilateral con entrega física nomina al OS el programa de energía de las unidades de programación de las que es titular (o a las que representa), y con las que desea ejecutar dicho bilateral.
Nominación indirecta: Uno de los SM que forman parte del contrato bilateral con entrega física es el responsable, previa la correspondiente autorización del SM que actúa de contraparte, de efectuar la nominación del programa de energía de todas y cada una de las unidades de programación con las que ambos SM tienen previsto ejecutar dicho contrato bilateral. El SM responsable de realizar la nominación se denominará Sujeto Nominador. La autorización al Sujeto Nominador, para ser efectiva, deberá ser comunicada al OS. El OS informará al Sujeto Nominador de la fecha a partir de la cual su autorización para nominar es efectiva. Una vez autorizado un Sujeto Nominador para un contrato bilateral con entrega física, éste sólo podrá ser objeto de nominación indirecta. En el caso de los contratos bilaterales internacionales fuera del ámbito del Mercado Ibérico, la nominación indirecta podrá realizarla únicamente el SM titular (o el representante) de la UP localizada en el lado español de la correspondiente interconexión.
5. Programación previa al día de operación.
5.1 Integración de la energía procedente de las subastas de emisiones primarias de energía (SEP), cuando el ejercicio de las opciones sea por entrega física.
5.1.1 Establecimiento de los contratos bilaterales para la nominación del ejercicio de las opciones adjudicadas en las subastas de emisiones primarias de energía.-Mensualmente, con una antelación no inferior a tres días hábiles respecto al primer día de cada mes, la entidad con función de agregador en las subastas de emisiones primarias de energía (EASEP) comunicará mediante el sistema de nominación indirecta al OS:
La relación de los SM tenedores de opciones de compra de emisiones primarias, derivadas de la adjudicación en dichas subastas y de las posibles transferencias bilaterales de dichas opciones, utilizándose para esta identificación los correspondientes códigos Energy Identificación Code (EIC).
El valor de potencia máxima asociado a cada pareja SM comprador - SM vendedor, y el periodo de validez de esta información.
En este caso, a efectos de la nominación indirecta de los programas de energía, se considera que la Entidad Agregadora de las Subastas de Emisiones Primarias (EASEP) forma parte de los contratos bilaterales con entrega física (CBEP) conforme a los acuerdos que se establezcan entre esta entidad y los SM autorizados para participar en las Subastas de Emisiones Primarias.
Una vez recibida la información anteriormente mencionada de la entidad con función de agregador en las subastas de emisiones primarias de energía (EASEP), el OS generará automáticamente en su sistema de información los correspondientes contratos bilaterales con entrega física asociados a la tenencia de opciones de compra de energía (CBEP), entre cada uno de los SM vendedores y aquellos SM tenedores de dichas opciones de compra de energía, para la ejecución del proceso de nominación de programas posterior al ejercicio de dichas opciones de compra de energía primaria.
Los CBEP generados tendrán un valor de potencia máxima igual al valor máximo comunicado por la EASEP al OS para cada pareja comprador-vendedor y tendrán validez durante el periodo comunicado por la EASEP pudiendo estos contratos ser prorrogados, o bien, ser modificados en su potencia máxima por efecto de las sucesivas comunicaciones de la EASEP, manteniéndose sin variación el número de ejecución del contrato.
Estos CBEP utilizarán Unidades de Programación Genéricas (UPG), tanto para el SM vendedor como para el SM comprador, unidades que habrán sido dadas de alta previamente, a tales efectos, en el sistema de información del Operador del Sistema. El alta de estas UPG deberá ser solicitada al OS por los SM de acuerdo con lo establecido a este respecto en los procedimientos de operación, y será comunicada al OM mediante los medios y plazos establecidos.
El OS validará que la información recibida de la EASEP se refiere a SM que disponen de la correspondiente UPG para el periodo de validez indicado en la comunicación. En caso contrario, la comunicación enviada por la EASEP será rechazada.
El OS, una vez dados de alta estos CBEP en su sistema de información, pondrá a disposición de cada SM la información correspondiente a estos contratos bilaterales, con respeto de los criterios de confidencialidad establecidos.
En caso de que la EASEP comunique al OS la cancelación anticipada de un contrato CBEP con un SM, la EASEP dejará de enviar al OS, a partir de la fecha en que sea efectiva la cancelación, la nominación del CBEP afectado.
En caso de que el OS, según lo indicado en los procedimientos de operación, suspenda la participación en el mercado de un SM, se aplicará lo establecido en el procedimiento de operación correspondiente respecto a la suspensión del SM en el mercado, comunicándose además, esta suspensión, al Operador del Mercado y, en su caso, a las entidades facultadas para la nominación de contratos bilaterales. Durante el periodo de suspensión se impedirá realizar la nominación diaria de contratos bilaterales que en su caso estuvieran vigentes. Cuando finalice la suspensión del SM, este hecho será nuevamente comunicado por el OS a las entidades anteriormente mencionadas.
5.1.2 Nominación de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energía de las subastas de emisiones primarias.-La nominación al OS de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energía tras las subastas de energía primaria será realizada por la EASEP, bajo el principio de nominación indirecta, antes de las 8:45 h del día D-1, conforme a los acuerdos establecidos entre la EASEP, los SM vendedores y los SM compradores tenedores de opciones de compra de energía derivadas de su adjudicación directa en las subastas de emisiones primarias de energía, o de la transferencia bilateral posterior de dichas opciones.
El OS verificará que los CBEP asociados al ejercicio de opciones de compra de energía primaria son nominados para cada periodo de programación por un valor no superior a la potencia máxima del correspondiente CBEP en dicho periodo. En caso contrario, la nominación de este contrato bilateral será considerada no válida y será rechazada. Tras esta verificación, el OS pondrá a disposición de los SM vendedores y compradores el resultado de las nominaciones válidas de los CBEP, realizadas por la EASEP y correspondientes al ejercicio de las opciones de compra de energía por parte de los sujetos tenedores de dichas opciones.
5.2 Subasta explícita diaria de la capacidad de intercambio en la interconexión Francia-España e Intercambios de información previos al MD relativos a la programación de intercambios en dicha interconexión.-Dos días hábiles antes del día de suministro, antes de las 16:00 h, el OS notificará a los sujetos las autorizaciones para la programación, relativas a los derechos físicos de capacidad anuales y mensuales.
Las diferencias entre las autorizaciones 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.
El día D-1, con anterioridad al cierre del MD, y siguiendo los horarios fijados en el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de congestiones en la interconexión Francia-España y en las Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la interconexión Francia-España, se llevarán a cabo una serie de procesos sucesivos, en la secuencia indicada a continuación:
Antes de las 7:45 h del día D-1, el OS recibirá de los sujetos las notificaciones de uso de los derechos físicos de capacidad anual y mensual que hayan sido autorizados.
La falta de notificación de uso de la capacidad autorizada por parte de un sujeto del mercado, en los plazos establecidos, se interpretará como una reventa automática en la subasta diaria de los derechos físicos de capacidad correspondientes.
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 conjuntamente el valor total de los derechos físicos de capacidad asignados y cuyo uso ha sido notificado en ambos sistemas eléctricos.
Se considerará como notificación de uso de los derechos físicos de capacidad la comunicación por el SM de la ejecución de uno o más contratos bilaterales entre la Unidad de Programación de venta de energía para importación (o la Unidad de Programación de compra de energía para exportación) y Unidades de Programación Genéricas o Unidades de Programación físicas.
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 automática en la correspondiente subasta diaria. En ese mismo proceso, los dos OS aplicarán el principio de superposición de transacciones firmes en contra dirección, maximizando de este modo la utilización de la capacidad de intercambio.
Antes de las 08:15 h del día D-1, 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.
Una vez efectuado el proceso anterior, los operadores de ambos sistemas eléctricos procederán a publicar conjuntamente la información correspondiente a los valores de capacidad que serán ofrecidos, en uno y otro sentido de flujo, en la subasta explícita diaria.
Finalmente, los operadores de ambos sistemas eléctricos procederán a ejecutar la subasta explícita diaria, comunicando a continuación los resultados de la misma, y las correspondientes autorizaciones para la programación, a todos y cada uno de los sujetos que han resultado adjudicatarios de capacidad.
Tras la subasta explícita diaria, el OS pondrá a disposición del OM el valor de capacidad de intercambio asignada como resultado de la subasta explícita diaria para cada sujeto en cada sentido de flujo, al objeto de que esta información sea tenida en cuenta para la aceptación de ofertas al mercado diario.
5.3 Transferencia del programa de las Unidades de Programación Genéricas en el PDBF.-El saldo neto de todas las transacciones asociadas a las Unidades de Programación Genéricas de un SM en el PDBF deberá ser nulo.
Al objeto de anular el saldo de las transacciones de programa de las unidades de programación genéricas en el PDBF los SM vendedores podrán establecer, con respeto de las obligaciones establecidas en la normativa vigente, los siguientes tipos de transacciones:
Contratos bilaterales con entrega física entre una Unidad de Programación Genérica y una o más Unidades de Programación física del mismo sujeto titular o de otro sujeto titular con el que haya establecido un acuerdo bilateral.
Transacciones de compra o de venta de energía establecidas mediante la participación en el mercado diario de producción de Unidades de Oferta Genéricas asociadas a estas Unidades de Programación Genéricas.
Contratos bilaterales con entrega física entre Unidades de Programación Genéricas.
Para realizar la transferencia del programa de energía de las Unidades de Programación Genéricas mediante contratación bilateral, el SM deberá tener dados de alta y en vigor los contratos bilaterales que sean necesarios, tanto entre dos unidades de programación genéricas, como entre cada Unidad de Programación Genérica y las correspondientes Unidades de Programación física. Estos contratos bilaterales para la transferencia de programa desde las unidades de programación genéricas a las unidades de programación física podrán ser nacionales y/o internacionales y deberán ser nominados por los SM de acuerdo a las reglas y plazos de nominación establecidos en este procedimiento de operación.
5.4 Publicación de información previa al MD.-Con una antelación no inferior a una hora respecto al cierre del periodo de presentación de ofertas al mercado diario, el OS pondrá a disposición de todos los Sujetos del Mercado (SM) y del Operador del Mercado (OM), tal y como se indica en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS, la información referente a las previsiones de demanda, la situación de red prevista para el día siguiente, y para aquellas fronteras en las cuales no existe un mecanismo coordinado de gestión de la capacidad la previsión de capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales (NTC).
En las fronteras para las cuales existe un mecanismo coordinado de gestión de la capacidad la información de capacidad puesta a disposición del OM y los plazos de comunicación de esta información serán los que se indiquen en los procedimientos de operación que regulan la resolución de congestiones en dichas fronteras.
Asimismo, el operador del sistema pondrá diariamente a disposición de cada uno de los sujetos del mercado, las posibles actualizaciones de su plan de funcionamiento semanal, publicado de acuerdo con lo establecido en el procedimiento de operación por el que se establece el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, que sea necesario considerar en razón de la evolución de las previsiones de la demanda y/o de las entregas de producción de origen renovable, y/o por indisponibilidades sobrevenidas de instalaciones de producción y/o elementos de la red de transporte.
5.5 Programa diario base de funcionamiento (PDBF).-El OS establece el programa diario base de funcionamiento (PDBF) a partir de:
Las nominaciones válidas de los programas correspondientes a la ejecución de contratos bilaterales con entrega física realizadas, tanto antes como después del mercado diario, de acuerdo con lo establecido en este procedimiento de operación.
La información recibida del Operador del Mercado relativa a los programas de energía resultantes de la casación de las ofertas presentadas al mercado diario de producción.
5.5.1 Nominaciones de contratos bilaterales con entrega física antes del mercado diario.
5.5.1.1 Contratos de emisiones primarias de energía, en el caso de que éstos se realicen mediante entrega física.-Con una antelación no inferior a las 20:30 horas del día D-2, en caso de que el ejercicio de las opciones correspondientes a las subastas de emisiones primarias se realice mediante entrega física de energía:
La EASEP realizará el primer envío a REE de la información necesaria para la nominación de programas de los CBEP para el día D.
Antes de las 8:45 horas del día D-1, o excepcionalmente antes de las 8:55 horas, el OS recibirá la nominación correspondiente a:
Contratos bilaterales con entrega física (CBEP) correspondientes al ejercicio de opciones de compra de energía primaria. La nominación de programas de estos contratos bilaterales de tipo CBEP establecidos entre las unidades de programación genéricas (UPG) de los correspondientes sujetos vendedores y compradores, será realizada, bajo el principio de nominación indirecta, por la EASEP.
Antes de las 08:50 horas del día D-1, o excepcionalmente antes de las 9:00 horas, el OS pondrá a disposición de los SM:
La información correspondiente a las nominaciones de contratos bilaterales con entrega física de tipo CBEP, con respeto de los criterios de confidencialidad establecidos en cada caso.
En caso de detectarse alguna anomalía en relación con la nominación de los CBEP, los sujetos del mercado tendrán de plazo hasta las 9:20 horas del día D-1 para ponerlas de manifiesto a la EASEP.
En caso de anomalías en la nominación, la EASEP podrá enviar al OS nuevas nominaciones de los contratos bilaterales de tipo CBEP. La hora límite para la recepción en el OS de nominaciones de los contratos bilaterales CBEP son las 9:30 horas del día D-1.
El OS pondrá a disposición de los sujetos del mercado la información correspondiente a las nominaciones de contratos bilaterales con entrega física tipo CBEP que se hayan recibido de la EASEP una vez realizada la validación correspondiente.
5.5.1.2 Contratos internacionales.-Antes de las 7:45 horas del día D-1:
El OS recibirá de los sujetos las notificaciones de uso de los derechos físicos de capacidad asignados como resultado de las subastas explícitas anuales y/o mensuales en la interconexión Francia-España realizadas conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos. Para ello, el SM comunicará la ejecución de contratos bilaterales entre Unidades de Programación Físicas o Genéricas y la Unidad de Programación de compra o venta internacional de su titularidad autorizada para el SM en la interconexión Francia-España.
Antes de las 9:35 horas del día D-1, el OS recibirá la nominación correspondiente a:
Contratos bilaterales internacionales fuera del ámbito del MIBEL con entrega física en interconexiones en las que no existe un procedimiento coordinado de asignación de capacidad.
Contratos bilaterales internacionales con entrega física comunicados con anterioridad al mercado diario en uso de los derechos físicos de capacidad asignados en la subasta diaria en la interconexión Francia-España. El SM podrá comunicar estos contratos bilaterales internacionales mediante la utilización de unidades de programación físicas (UP) o de Unidades de Programación Genéricas de tipo UPG.
Las notificaciones de uso de los derechos físicos de capacidad asignados como resultado de las subastas explícitas en la interconexión Portugal-España realizadas conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos, una vez que estas subastas hayan entrado en funcionamiento.
Estas notificaciones serán realizadas exclusivamente al Operador del Sistema eléctrico español. Para ello, los sujetos comunicarán al Operador del Sistema eléctrico español la ejecución de contratos bilaterales entre una Unidad de Programación Genérica localizada en el sistema eléctrico español y una Unidad de Programación Genérica localizada en el sistema eléctrico portugués. El Operador del Sistema eléctrico español pondrá esta información a disposición del Operador del Sistema eléctrico portugués.
5.5.1.3 Contratos nacionales.-Contratos bilaterales nacionales con entrega física que han elegido la opción de nominación firme previa al mercado diario, que podrán ser formalizados entre dos UP, dos UPG, o bien entre una combinación de ambos tipos de Unidades de Programación.
5.5.2 Comunicación al OM de la información relativa a los contratos bilaterales nominados antes del mercado diario.-Antes de las 09:45 horas, el OS portugués, en nombre de ambos OS, pondrá a disposición del OM la siguiente información relativa a la nominación de contratos bilaterales con entrega física:
Contratos bilaterales con entrega física en la interconexión Portugal-España derivados del uso de los derechos físicos de capacidad adquiridos en las subastas explícitas coordinadas entre ambos OS, una vez que estas subastas hayan entrado en funcionamiento.
Asimismo, antes de las 09:45 horas, el OS pondrá a disposición del OM la información relativa a la nominación de contratos bilaterales con entrega física nominados ante el OS con anterioridad al mercado diario.
En el caso en que detecte que se ha producido una incidencia, el OS, en coordinación con el OM podrá realizar las actuaciones oportunas y, en su caso, nuevos envíos de esta información alterando la ya enviada. En el caso de darse esta situación, el OM y los OS adoptarán sus mejores esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
5.5.3 Comunicación al OS del resultado de la casación por el OM.-Antes de las 11:00 horas de cada día, el OS recibirá del OM la información referente al resultado de la casación de ofertas en el mercado diario de producción correspondientes a unidades de oferta del sistema eléctrico español, con los programas de energía contratados 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 venta y de adquisición 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 los sistemas eléctricos portugués y español para cada periodo de programación.
5.5.4 Recepción de nominaciones tras el MD.-Antes de las 11:00 horas, o bien antes de transcurridos 30 minutos tras la publicación de la información correspondiente a los resultados de la contratación en el mercado diario correspondientes a unidades de oferta del sistema eléctrico peninsular español, en aquellas ocasiones en los que ésta se realice con posterioridad a las 10:30 horas, el OS recibirá:
Nominaciones de los programas asociados a contratos bilaterales:
Contratos bilaterales con entrega física nacionales que no hayan elegido la opción de nominación firme previa al mercado diario. Estos contratos bilaterales podrán formalizarse entre dos UP, dos UPG, o cualquier combinación de éstas. Dentro de este grupo se incluirán, entre otros, los contratos bilaterales con entrega física nacionales entre empresas comercializadoras.
Modificaciones de contratos bilaterales nacionales 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 UP y/o UPG con las cuales el contrato bilateral haya sido previamente nominado.
Nominaciones de los programas contratados en el mercado diario mediante unidades de oferta (UO) que tienen asociadas dos o más unidades de programación (UP):
Programa de energía gestionado en el mercado diario de producción para cada una de las unidades de programación (UP) que componen dicha unidad de oferta (UO).
Nominaciones de programas asociados a las restricciones por garantía de suministro:
Nominaciones de los programas de producción por unidad de programación de las centrales térmicas incluidas en el plan de funcionamiento actualizado por solución de restricciones por garantía de suministro que tienen asociadas dos o más unidades de programación.
5.5.5 Comunicación de desagregaciones de UP y de potencias hidráulicas máximas por UGH.-Antes de las 11:00 horas del día D-1, o bien antes de transcurridos 30 minutos tras la publicación de la información correspondiente a los resultados de la contratación en el mercado diario:
Los sujetos titulares (o sus representantes) facilitarán al OS la información correspondiente a las desagregaciones del programa de las unidades de programación por unidad física y, en caso de que así sea de aplicación, por unidades de producción equivalentes de acuerdo con los criterios de desagregación de programas que haya establecido el OS de forma específica para dicha unidad de programación.
Los sujetos titulares de unidades de gestión hidráulica (UGH) deberán facilitar al OS la información correspondiente a las potencias hidráulicas totales máximas por unidad de gestión hidráulica (UGH) que, en caso de que así se les requiera por razones de seguridad del sistema, pueden ser suministradas y mantenidas por cada UGH durante un tiempo máximo de 4 y de 12 horas.
5.5.6 Elaboración y publicación del programa PDBF.-El OS verificará la coherencia de las nominaciones de programas realizadas, de forma directa o indirecta, por los sujetos del mercado y la información referente a los programas de energía contratados en el mercado diario, recibida del OM.
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:
1. 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.
2. 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 sujetos titulares de 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 sujetos 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:
1. Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a su valor de potencia máxima.
2. 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.
3. 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.
Antes de las 12:00 horas de cada día, o bien antes de transcurrida 1 hora desde la comunicación al OS de la información de los resultados de la contratación en el mercado diario correspondiente a unidades de oferta del sistema eléctrico peninsular español, en aquellas ocasiones en los que ésta se realice con posterioridad a las 11:00 horas, el OS pondrá a disposición de todos los sujetos del mercado, y del OM, el programa diario base de funcionamiento (PDBF) de las unidades de programación del sistema eléctrico español correspondiente a la programación del día siguiente.
A partir de la puesta a disposición del programa diario base de funcionamiento (PDBF), los SM dispondrán de un período máximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS por incidencias y anomalías que pudieran ser imputables a éste, tramitándose estas reclamaciones por los procedimientos establecidos al efecto. 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 de Sujetos del eSIOS.
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 de la generación, 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 PDBF, manteniendo informados en todo momento a los SM de estas actuaciones, a través de la Web de Sujetos del eSIOS. En el caso de darse esta situación, el OM y los OS adoptarán sus mejores esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
5.6 Recepción de información tras el PBF.-Antes de transcurridos 30 minutos desde la publicación del PDBF, los SM deberán comunicar al OS el programa de venta de energía establecido en el PDBF necesario para el consumo de gas siderúrgico de aquellas unidades de programación de régimen ordinario, no incluidas en el Anexo II del Real Decreto 134/2010 , de 12 de febrero, y que utilicen como parte del combustible para la generación gas siderúrgico.
5.7 Programa diario viable provisional (PDVP).-Una vez publicado el PDBF, el OS considerará abierto el periodo de recepción de ofertas para el proceso de resolución de restricciones técnicas. Este periodo de recepción de ofertas se mantendrá abierto durante 30 minutos.
Teniendo en cuenta las limitaciones de programa que puedan ser requeridas por razones de seguridad del sistema eléctrico, el OS procederá, en primer lugar, a realizar las modificaciones de programa necesarias para incluir, la generación térmica con las unidades de programación correspondientes a las centrales de carbón autóctono de acuerdo con el plan de funcionamiento semanal por restricciones por garantía de suministro, en su caso actualizado.
A continuación, el OS, teniendo en cuenta las mejores previsiones de demanda y de producción de origen eólico en el sistema eléctrico peninsular español y la disponibilidad prevista de las instalaciones de red y de las unidades de producción, aplicará un análisis de seguridad sobre el programa diario base de funcionamiento (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 resolución 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 por el que se establece el proceso de resolución 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 resolución de restricciones técnicas.
Tras la resolución de las restricciones por garantía de suministro y la posterior resolución de las restricciones técnicas identificadas, el OS procederá a aplicar una reducción de los valores programados para compensar aquella energía incorporada para la resolución de las restricciones por garantía de suministro que no haya sido ya directamente compensada por las modificaciones de programa por solución de restricciones técnicas cuyo saldo neto horario represente una reducción del PDBF respetando las limitaciones de programa establecidas por razones de seguridad, mediante el mecanismo establecido en el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro.
Finalmente, el OS procederá, en su caso, a realizar las modificaciones adicionales de programa necesarias para obtener un programa equilibrado en generación y demanda del volumen restante, de acuerdo con lo establecido en el procedimiento de resolución de restricciones técnicas, respetando las limitaciones de programa establecidas por razones de seguridad.
El programa PDVP resultante mantendrá el flujo de energía existente entre el sistema español y el portugués como resultado del proceso de casación del mercado diario.
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 14:00 horas, o bien, antes de transcurridas 2 horas desde la publicación del PDBF, cuando la publicación de este último se realice con posterioridad a las 12:00 horas, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS.
A partir de la puesta a disposición del programa diario viable provisional (PDVP), los SM dispondrán de un período máximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS por incidencias y anomalías que pudieran ser imputables a éste, tramitándose estas reclamaciones por los procedimientos establecidos al efecto. En aquellos casos excepcionales, de retrasos en la publicación del PDVP, u otras circunstancias que así lo hagan necesario, el OS podrá reducir la duración del periodo de recepción de posibles reclamaciones al programa PDVP, hasta un tiempo mínimo de 15 minutos, informando previamente de esta reducción del plazo a través de la Web de Sujetos del eSIOS.
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 de la generación, 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 PDVP, manteniendo informados en todo momento a los SM y al OM de estas actuaciones, a través de la Web de Sujetos del eSIOS. En el caso de darse esta situación, el OM y los OS adoptarán sus mejores esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
5.8 Subastas explícitas intradiarias de la capacidad de intercambio en la interconexión Francia-España.
5.8.1 Primera Subasta Intradiaria de Capacidad.-Una vez publicado el PDVP, los operadores de los sistemas eléctricos francés y español intercambiarán, entre otra, la información relativa a los programas de intercambios internacionales en la interconexión entre Francia y España, que hayan sido nominados por los sujetos del mercado utilizando los derechos físicos de capacidad asignados en la subasta explícita diaria aplicada conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos.
Una vez realizado el intercambio de información con el operador del sistema eléctrico francés el OS pondrá a disposición del OM la capacidad efectivamente nominada en los sistemas eléctricos francés y español al objeto de que esta información sea tenida en cuenta en el proceso de aceptación de ofertas en las Sesiones primera a quinta, inclusive, del mercado intradiario.
A partir de los resultados de dichos intercambios de información de nominaciones de programas, los dos OS establecerán conjuntamente los programas de intercambio previstos en la interconexión entre Francia y España.
Una vez establecidos estos programas de intercambio, los OS aplicarán la regla “usado o perdido” a las capacidades asignadas en horizonte diario y que no hayan sido nominadas. En ese mismo proceso, los dos OS aplicarán la superposición de los programas firmes existentes en contra dirección, maximizando de este modo la utilización de la capacidad de intercambio.
Una vez efectuado el proceso anterior, los operadores de ambos sistemas eléctricos procederán a publicar conjuntamente la información correspondiente a los valores de capacidad no utilizados que serán ofrecidos en uno y otro sentido de flujo en la primera subasta explícita intradiaria.
Una vez realizada la subasta explícita intradiaria, los operadores de ambos sistemas eléctricos procederán a la comunicación de los resultados de la misma a todos y cada uno de los sujetos que han resultado adjudicatarios de capacidad en la misma.
El OS pondrá a disposición de los SM el valor total de las autorizaciones para la programación tras dicha subasta explícita intradiaria, indicando la capacidad de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo.
El OS pondrá a disposición del OM las autorizaciones para la programación establecidas tras dicha subasta explícita intradiaria, indicando la capacidad total de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo, al objeto de que esta información sea tenida en cuenta en el proceso de aceptación de ofertas en las Sesiones primera a quinta, inclusive, del mercado intradiario.
5.8.2 Segunda Subasta Intradiaria de Capacidad.-Una vez publicado el PHF correspondiente a la quinta sesión del Mercado Intradiario de producción español, los operadores de los sistemas eléctricos francés y español intercambiarán, entre otra, la información relativa a los programas de intercambios internacionales en la interconexión entre Francia y España, que hayan sido nominados en los plazos establecidos por los sujetos del mercado utilizando los derechos físicos de capacidad asignados en la primera subasta explícita intradiaria realizada conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos.
A partir de los resultados de dichos intercambios de información de nominaciones de programas, los dos OS establecerán conjuntamente los programas de intercambio previstos en la interconexión entre Francia y España.
Una vez establecidos estos programas de intercambio, los OS aplicarán la regla “usado o perdido” a las capacidades asignadas en horizonte intradiario y que no hayan sido nominadas. En ese mismo proceso, los dos OS aplicarán la superposición de los programas firmes existentes en contra dirección, maximizando de este modo la utilización de la capacidad de intercambio.
Una vez efectuado el proceso anterior, los operadores de ambos sistemas eléctricos procederán a publicar conjuntamente la información correspondiente a los valores de capacidad no utilizados que serán ofrecidos en uno y otro sentido de flujo en la segunda subasta explícita intradiaria.
Una vez realizada esta segunda subasta explícita intradiaria, los operadores de ambos sistemas eléctricos procederán a la comunicación de los resultados de la misma a todos y cada uno de los sujetos que han resultado adjudicatarios de capacidad en la misma.
El OS pondrá a disposición de los SM el valor total de las autorizaciones para la programación como resultado de esta segunda subasta explícita intradiaria, indicando la capacidad de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo.
El OS pondrá a disposición del OM las autorizaciones para la programación establecidas tras esta segunda subasta explícita intradiaria, indicando la capacidad total de intercambio autorizada a cada sujeto en cada sentido de flujo, al objeto de que esta información sea tenida en cuenta en el proceso de aceptación de ofertas para las cuatro primeras horas de la primera sesión y en la sexta sesión del mercado intradiario.
5.9 Requerimientos de reserva de regulación secundaria.-Cada día, el OS establecerá los requerimientos de reserva de regulación secundaria para cada uno de los periodos de programación 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 secundaria necesaria para cada periodo de programación del día siguiente serán publicados por el OS antes de las 14:00 horas del día D-1.
5.10 Asignación de reserva de regulación secundaria.-Una vez publicados los requerimientos de reserva de regulación secundaria, el OS abrirá el proceso de recepción de ofertas para la prestación del servicio de regulación secundaria, proceso que se cerrará a las 15:30 horas, salvo otra indicación del OS que será comunicada previamente a todos los SM titulares de zonas de regulación habilitadas para la prestación de este servicio.
Con las ofertas de reserva 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 la prestación del servicio de regulación secundaria.
No más tarde de las 16:00 horas del día D-1, el OS publicará, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS, la asignación de reserva de regulación secundaria para todos y cada uno de los periodos de programación del día siguiente.
A partir de la puesta a disposición de la asignación de reserva secundaria, los SM dispondrán de un período máximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS por incidencias y anomalías que pudieran ser imputables a éste, tramitándose estas reclamaciones por los procedimientos establecidos al efecto. En aquellos casos excepcionales, 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 de Sujetos del eSIOS.
En aquellos casos en los que se verifique la existencia de una anomalía imputable al OS, y ésta pueda ser corregida sin afectar de forma importante al proceso de programación de la generación, el OS realizará las actuaciones oportunas para su resolución y procederá a la publicación de una nueva versión de la asignación de reserva secundaria, manteniendo informados en todo momento a los SM de estas actuaciones, a través de la Web de Sujetos del eSIOS.
5.11 Requerimientos de reserva de regulación terciaria.-Cada día, el OS establecerá los requerimientos de reserva de regulación terciaria para cada uno de los periodos de programación 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 del día siguiente serán publicados antes de las 21:00 horas del día D-1.
5.12 Ofertas de regulación terciaria.-Antes de las 23:00 horas del día D-1, los SM 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 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 SM siempre que se produzcan modificaciones en la programación o disponibilidad de sus unidades de producción, siendo obligatoria la oferta de toda la reserva de regulación terciaria disponible en cada unidad.
6. Mercado Intradiario (MI).-En el horario establecido en el Anexo I, el OS pondrá a disposición del OM la información relativa a la capacidad total de intercambio asignada para cada sujeto en cada sentido de flujo, establecida tras la subasta explícita intradiaria de capacidad en la interconexión Francia-España aplicable a dicha sesión del MI, al objeto de que dicha información sea tenida en cuenta en el proceso de aceptación de ofertas a dicha sesión del MI.
Las unidades de programación afectas a contratos bilaterales con entrega física podrán efectuar ajustes de programa mediante la presentación de ofertas de venta y de adquisición de energía en las diferentes Sesiones del MI.
De acuerdo con los horarios establecidos en el Anexo I de este procedimiento, el OS recibirá del OM la información referente al resultado de la casación de ofertas en el mercado intradiario de producción correspondientes a unidades de oferta del sistema eléctrico español con los programas de energía contratados en el mercado intradiario, el orden de mérito de las ofertas de venta y de adquisición de energía resultante de la casación de ofertas en dicha sesión del mercado intradiario, y todas las ofertas presentadas a dicha sesión.
Asimismo, el OS recibirá del OM la información relativa al precio marginal de cada una de las Sesiones del mercado intradiario correspondiente a los sistemas eléctricos portugués y español para cada periodo de programación.
Tras la comunicación por el OM del programa resultante de la casación de ofertas, para las unidades de oferta localizadas al sistema eléctrico peninsular español, de cada una de las Sesiones del MI, el OS recibirá de los sujetos titulares, la misma información facilitada por éstos para la elaboración del PDBF:
Nominaciones de programas 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.
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, se procederá como sigue, distinguiéndose entre estos dos posibles casos:
A) La unidad de oferta vende energía en el MI:
1. Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a su valor de potencia máxima.
2. 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.
3. 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:
1. Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a su valor de energía programada.
2. Respetando la ordenación del punto 1, se irán 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.
Desagregaciones de programas por unidades físicas o, en su caso, por unidades de producción equivalentes.
El OS, teniendo en cuenta toda la información anteriormente mencionada, realizará un análisis de seguridad para identificar las posibles restricciones técnicas y, en su caso, las resolverá seleccionando la retirada de este proceso de casación de aquellas ofertas de unidades localizadas en el sistema eléctrico peninsular español que den lugar a dichas restricciones técnicas, así como la retirada de aquellas otras ofertas de unidades localizadas en el sistema eléctrico peninsular español adicionales necesarias para el posterior reequilibrio del programa resultante de dicha sesión del MI.
El programa PHF de unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico peninsular español se establecerá por el OS a partir del resultado de la agregación de todas las transacciones firmes formalizadas para cada periodo de programación como consecuencia del programa diario viable y de la casación de ofertas en el mercado intradiario, una vez resueltas, en su caso, las restricciones técnicas identificadas y efectuado el reequilibrio posterior. El programa PHF mantendrá el flujo de energía existente entre el sistema español y el portugués como resultado del proceso de casación del mercado intradiario.
El OS procederá a publicar el programa horario final (PHF), con una antelación no inferior a 15 minutos respecto al inicio del horizonte de aplicación de la correspondiente sesión del MI, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS.
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 de la generación, 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 PHF, manteniendo informados en todo momento a los SM de estas actuaciones, a través de la Web de Sujetos del eSIOS. En el caso de darse esta situación, el OM y los OS adoptarán las medidas necesarias para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
En aquellos casos en los que, por algún retraso u otro condicionante operativo, no sea posible la publicación del correspondiente PHF antes del inicio del horizonte de aplicación de una sesión del MI, el OS procederá a suspender la aplicación del PHF en dicha hora, comunicando este hecho a los SM, al OM, a los efectos oportunos.
7. Intercambios de información posteriores al mercado intradiario para la programación de los intercambios internacionales.-A la hora de establecer los valores finales de los programas de intercambio por sujeto 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, sólo serán tenidos en consideración aquellos programas de energía que hayan sido correctamente nominados, y con respeto de los plazos establecidos.
Con posterioridad a cada sesión del MI, el OS intercambiará con los operadores de los sistemas eléctricos vecinos la información de las nominaciones de programas de energía de los SM, al objeto de establecer de forma conjunta los valores finales de los programas de intercambio en la correspondiente interconexión.
Este mismo intercambio de información se llevará a cabo también en aquellos casos en los que habiéndose identificado una situación de congestión en una interconexión internacional durante la operación en tiempo real, sea preciso proceder a la resolución de dicha congestión mediante la aplicación de una reducción de los programas de intercambio previstos.
8. Gestión de desvíos.-Los desvíos entre generación y consumo sobrevenidos por indisponibilidades del equipo generador y/o por modificaciones en la previsión de la demanda y/o en la previsión de la producción de régimen especial no gestionable y/o por diferencias importantes entre la demanda prevista y la contemplada en los programas resultantes del mercado podrán ser resueltos mediante la aplicación del mecanismo de gestión de desvíos, siempre y cuando se cumplan las condiciones de aplicación de este mecanismo fijadas en el procedimiento de operación por el que se establece el proceso de solución de los desvíos generación-consumo.
La solución de estos desvíos abarcará como máximo hasta la hora de inicio del horizonte de aplicación de la siguiente sesión del MI.
9. Programación en tiempo real.
9.1 Programas horarios operativos (P48).-Los P48 son los programas horarios que resultan tras la incorporación de todas las asignaciones efectuadas en firme hasta el momento de la publicación de estos programas de las unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico peninsular español.
Cada uno de los P48 se publicará de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS, con una antelación no inferior a 15 minutos respecto al cambio de hora.
9.2 Actuaciones inmediatas ante desequilibrios en tiempo real.-En el momento en que se produzca una incidencia con desequilibrio entre la generación y el consumo, 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.
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 de reserva de regulación 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.
9.3 Modificaciones de los P48.-La modificación de un P48 respecto del anterior podrá venir motivada por:
a) Modificaciones de los programas de venta y de adquisición de energía efectuadas en las Sesiones del MI, o por aplicación del procedimiento de gestión de desvíos, o por asignación de ofertas de regulación terciaria.
b) Indisponibilidades sobrevenidas de las unidades físicas de producción en el período que media entre la comunicación de dos P48 consecutivos.
c) Previsiones de la evolución de la demanda y/o la producción de origen eólico hasta la siguiente sesión del MI, realizadas por el OS, y que difieran de la demanda total y/o de la producción eólica programadas resultantes de la anterior sesión del MI.
d) Solución de situaciones de alerta por restricciones en tiempo real.
e) Comunicación fehaciente del sujeto titular de una unidad de producción, o de una unidad de consumo de bombeo, de la existencia de desvíos sobre programa por imposibilidad técnica de cumplir el programa, vertidos ciertos, etc.
f) Comunicación fehaciente del operador de un sistema eléctrico vecino de la no conformidad total o parcial del programa de intercambio de energía que tiene previsto ejecutar un sujeto del mercado.
9.4 Resolución de restricciones detectadas en tiempo real.-La modificación de la programación para la resolución de las restricciones identificadas en tiempo real se efectuará conforme al procedimiento de operación por el que se establece el proceso de resolución de restricciones técnicas.
10. Programa cierre (P48CIERRE).-Una vez finalizado el horizonte diario de programación, el OS pondrá a disposición de los sujetos titulares de unidades de programación el programa cierre (P48CIERRE) correspondiente a los programas finales de producción y consumo resultantes de los diferentes mercados y de la participación en los servicios de ajuste del sistema.
11. Información al OM y a los sujetos del mercado.-Todos los intercambios de información entre el OS y el OM y los SM realizados en el marco del proceso de programación de la generación, 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 sujetos del mercado y el procedimiento conjunto acordado entre el OS y el OM, de acuerdo con lo recogido en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS.
12. Unidades de programación en el sistema eléctrico peninsular español.-El proceso de programación diaria de la generación está basado en la gestión de los programas de energía de las diferentes unidades de programación correspondientes a la venta y a la adquisición de energía en el sistema eléctrico peninsular español. A continuación se definen y describen en detalle algunos términos asociados a la gestión de las unidades de programación.
12.1 Definición de Unidad de Programación.-La Unidad de Programación es la unidad elemental de representación de los programas de energía definidos en este Procedimiento de Operación.
Las Unidades de Programación permiten la integración en el mercado peninsular español de los programas de venta o de adquisición de energía correspondientes a una instalación individual, a la que se denominará Unidad Física (UF), o a un conjunto de ellas según los criterios establecidos en el Anexo II de este procedimiento. Permiten también la integración en el mercado de los programas de importación y de exportación de energía realizados a través de las interconexiones internacionales.
En el Anexo II de este procedimiento se define la Unidad de Programación Genérica (UPG) para:
La integración en el mercado de producción de la energía procedente de las subastas de emisiones primarias de energía (SEP), en caso de que el ejercicio de opciones se realice por entrega física.
La notificación del uso de capacidad en la interconexión con Francia.
La integración en el mercado de producción de la generación comprometida en contratos bilaterales físicos.
La Unidad de Programación (UP) y, en su caso, la Unidad de Programación Genérica (UPG) es también la unidad elemental para la anotación de los derechos de cobro y las obligaciones de pago que le correspondan en el Registro de Anotaciones en Cuenta del Operador del Sistema.
Los códigos de identificación de estas unidades serán facilitados por el Operador del Sistema una vez aceptadas como Unidad de Programación y/o Unidad de Programación Genérica del sistema eléctrico español.
Una misma Unidad de Programación y/o Unidad de Programación Genérica podrá tener asociados programas de energía correspondientes a las distintas formas de contratación (transacción gestionada en el mercado organizado y una o más transacciones afectas a contratos bilaterales con entrega física).
En el caso de unidades de producción de propiedad compartida, la Unidad de Programación será única, pudiendo variar en el tiempo el copropietario que actúe en cada momento como responsable del centro de control de la misma.
12.2 Titular de la Unidad de Programación.-El titular de la Unidad de Programación (y/o Unidad de Programación Genérica) será el Sujeto del mercado responsable de dicha Unidad de Programación (y/o Unidad de Programación Genérica) en el mercado de producción español.
En el caso de Unidades de Programación correspondientes a instalaciones de producción o a consumidores directos en mercado, el titular de la Unidad de Programación será el propietario de la instalación, entendiendo como tal a aquel sujeto que disponga de los derechos de explotación de la instalación, o el copropietario que ejerza en cada momento como responsable del centro de control de la misma.
En el caso de las Unidades de Programación agregadoras, que se definen en el Anexo II, correspondientes a Sujetos Representantes, Comercializadores de Último Recurso o Comercializadores, el titular de la misma será el propio Sujeto Representante, Comercializador de Último Recurso o Comercializador.
En el caso de Unidades de Programación utilizadas para integrar en el mercado las transacciones de importación o exportación de energía realizados a través de interconexiones internacionales, el titular de la Unidad de Programación será el Sujeto del mercado que haya sido autorizado para la realización de dichos intercambios internacionales.
En el caso de Unidades de Programación utilizadas para la integración en el mercado de producción de la energía procedente de las subastas de emisiones primarias de energía (SEP), los titulares de la Unidades de Programación Genéricas serán, respectivamente, el SM vendedor y el SM tenedor de opciones de compra de energía.
En el caso de Unidades de Programación Genéricas utilizadas para la comunicación de transacciones internacionales firmes en la interconexión con Francia el titular de la Unidad de Programación será el Sujeto del mercado que haya sido autorizado para la realización de dichos intercambios internacionales.
Corresponderá al Sujeto Titular:
a) La solicitud de alta, baja y comunicación de modificaciones relativas a la unidad de programación en el sistema de información del OS.
b) En su caso, la comunicación al OS de la designación de un Sujeto Representante (RST) para la gestión diaria de dicha Unidad de Programación.
c) Comunicar al OS los programas horarios de energía de dicha Unidad de Programación, comunicando, además, en su caso, las Unidades de Programación que actúan de contrapartes en el caso de las transacciones correspondientes a contratos bilaterales con entrega física.
d) Facilitar al OS los programas desagregados por unidades físicas y/o, en su caso, por unidades de producción equivalentes, de acuerdo con los criterios de desagregación de programas que haya establecido el OS de forma específica para dicha Unidad de Programación.
e) Interlocución para el intercambio de información con el OS.
12.3 Representante de la Unidad de Programación.-El Representante de una Unidad de Programación será un sujeto designado por el sujeto titular de la Unidad de Programación para actuar por cuenta del titular, bien en nombre propio o en nombre ajeno, en el Mercado de Producción Español utilizando para ello las mismas Unidades de Programación que utilizaría el sujeto titular excepto en los casos establecidos en el Anexo II.
La designación del Sujeto Representante de la Unidad de Programación se efectuará mediante la presentación por el Sujeto Titular ante el OS del correspondiente poder notarial que acredite este hecho.
El Representante de la Unidad de Programación será el responsable de la ejecución de las funciones enumeradas en el apartado anterior en los puntos a), salvo la comunicación de altas y bajas que deberá ser realizada por el sujeto titular de la unidad de programación, b), en el caso de que sea el sujeto representante el que deja de representar al sujeto titular y c) a e), ambos inclusive.
En aquellos casos en los que un Comercializador integre en el mercado producción nacional de régimen ordinario, dicho Comercializador actuará a todos los efectos como representante del Sujeto titular de dichas Unidades de Programación.
13. Pruebas de los nuevos sistemas de información.-Antes de poner en funcionamiento cualquier nuevo intercambio de información, el operador del sistema propondrá una fase previa de realización de las pertinentes pruebas de intercambios de información entre todos los sujetos afectados.
Anexos
Omitidos.
