{"id":18487,"date":"2022-05-14T08:52:21","date_gmt":"2022-05-14T08:52:21","guid":{"rendered":"https:\/\/normativamunicipal.com\/?p=18487"},"modified":"2026-09-30T09:21:54","modified_gmt":"2026-09-30T09:21:54","slug":"reduccion-precio-electricidad","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/normativamunicipal.com\/?p=18487","title":{"rendered":"REDUCCION PRECIO ELECTRICIDAD"},"content":{"rendered":"

Real Decreto-ley 10\/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con car\u00e1cter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producci\u00f3n para la reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista.<\/strong><\/p>\n

Estos Documentos, con los que puedan modificar o les acompa\u00f1an, se han incorporado a los contenidos ya existentes en el siguiente T\u00cdTULO publicado y a su disposici\u00f3n:
\n\"\"<\/a><\/p>\n

BOE de 14 de mayo de 2022<\/p>\n

TEXTO ORIGINAL<\/strong><\/p>\n

MODIFICA:<\/p>\n

Real Decreto-ley\u00a017\/2021, de\u00a014 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad.<\/em><\/p>\n

Real Decreto-ley\u00a06\/2022, de\u00a029 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias econ\u00f3micas y sociales de la guerra en Ucrania.<\/em><\/p>\n

Real Decreto\u00a0897\/2017, de\u00a06 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protecci\u00f3n para los consumidores dom\u00e9sticos de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/em><\/p>\n

Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.<\/em><\/p>\n

Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio, por el que se regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos.<\/em><\/p>\n

Ley\u00a012\/2009, de\u00a030 de octubre, reguladora del derecho de asilo y de la protecci\u00f3n subsidiaria.<\/em><\/p>\n

I<\/p>\n

Los mercados energ\u00e9ticos nacionales e internacionales de todo el mundo se est\u00e1n viendo sometidos en los \u00faltimos meses a las mayores tensiones de abastecimiento y precios de las \u00faltimas d\u00e9cadas.<\/p>\n

Esta situaci\u00f3n se explica como el resultado acumulativo de un conjunto de circunstancias que encuentran su origen en el proceso de recuperaci\u00f3n de la actividad econ\u00f3mica mundial tras la superaci\u00f3n de la crisis sanitaria ocasionada por la COVID-19, que trajo consigo una evidente ralentizaci\u00f3n de las inversiones en todos los sectores econ\u00f3micos. Una vez iniciado el fen\u00f3meno de recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica mundial, reforzado en el \u00e1mbito europeo por la articulaci\u00f3n y despliegue de los fondos\u00a0Next Generation<\/em>\u00a0UE, tuvo lugar un fuerte desequilibrio de la oferta y la demanda a consecuencia de una recuperaci\u00f3n global m\u00e1s r\u00e1pida de lo esperado que no ha sido acompasada con los mismos niveles de producci\u00f3n, afectando a todas las cadenas de valor y de suministro globales, y con especial impacto en el \u00e1mbito energ\u00e9tico, con un incremento sustancial de la cotizaci\u00f3n de todos los precios de los combustibles f\u00f3siles en la segunda mitad del a\u00f1o\u00a02021.<\/p>\n

A la situaci\u00f3n anterior se han sumado en los \u00faltimos meses las importantes consecuencias derivadas de la invasi\u00f3n de Ucrania por parte de Rusia. Este conflicto, que supone una profunda crisis social y humanitaria a nivel europeo, tiene tambi\u00e9n una importante dimensi\u00f3n en t\u00e9rminos energ\u00e9ticos que est\u00e1 llevando al l\u00edmite la capacidad de resiliencia de los pa\u00edses europeos. En este sentido, es conocido el elevado grado de dependencia europea de los combustibles f\u00f3siles importados de Rusia, en especial la de los pa\u00edses centroeuropeos con respecto al abastecimiento de gas natural.<\/p>\n

La respuesta europea a la agresi\u00f3n injustificada a Ucrania est\u00e1 siendo un\u00e1nime e indubitada, con un rotundo paquete de sanciones que est\u00e1n siendo dirigidas desde el seno de las instituciones europeas, y con un ambicioso plan de reducci\u00f3n de las importaciones del petr\u00f3leo y gas ruso que contribuir\u00e1n a reducir la dependencia del pa\u00eds invasor, dificultando la financiaci\u00f3n de esa guerra injustificada.<\/p>\n

Las decisiones anteriores, si bien absolutamente imprescindibles, traen consigo, por un lado, ciertos riesgos de abastecimiento de determinados combustibles f\u00f3siles, principalmente para aquellos pa\u00edses con una mayor dependencia de las importaciones rusas, y, por otro, y de manera generalizada, suponen un nuevo factor de presi\u00f3n que contribuye a reforzar la escalada de precios energ\u00e9ticos que tuvieron su inicio ya en\u00a02021.<\/p>\n

Como consecuencia de todo lo anterior, la cotizaci\u00f3n de los combustibles f\u00f3siles ha alcanzado unos niveles nunca antes observados en los princ\u00edpiales\u00a0hubs<\/em>\u00a0de negociaci\u00f3n tanto nacional como internacionales. As\u00ed, en el caso del gas natural en el \u00e1mbito ib\u00e9rico, la media de cotizaciones del producto D+1 en el punto virtual de balance \u2013PVB\u2013 en los primeros cuatro meses del a\u00f1o\u00a02022 se ha situado en\u00a095,98 \u20ac\/MWh, un valor nueve veces superior a la media de cotizaci\u00f3n de dicho producto durante en el a\u00f1o\u00a02020, y dos veces superior al considerado en el a\u00f1o\u00a02021. El\u00a08 de marzo de\u00a02022, el producto negociado D+1 se situ\u00f3 en\u00a0241,36 \u20ac\/MWh, un valor que ha supuesto un r\u00e9cord hist\u00f3rico que ha tenido su reflejo en los restantes parques de negociaci\u00f3n europeos hom\u00f3logos.<\/p>\n

En relaci\u00f3n con el sector el\u00e9ctrico, este no ha estado exento de los profundos impactos sobre el nivel de precios provocado por las anteriores circunstancias.<\/p>\n

As\u00ed, a pesar de que el mix energ\u00e9tico espa\u00f1ol incorpora una participaci\u00f3n limitada de las instalaciones que emplean combustibles f\u00f3siles como fuente de producci\u00f3n de la electricidad, con un hueco t\u00e9rmico que es, adem\u00e1s, decreciente, conforme la entrada de nuevas tecnolog\u00edas renovables suponen una sustituci\u00f3n de la producci\u00f3n convencional por estas tecnolog\u00edas verdes, el precio mayorista de la electricidad ha sufrido un efecto contagio del precio del gas natural que ha llevado a la electricidad a situarse en los mayores precios desde la creaci\u00f3n del mercado ib\u00e9rico de la electricidad, MIBEL.<\/p>\n

A modo de ilustraci\u00f3n, frente al precio medio de la electricidad de\u00a02019, que se situ\u00f3 en\u00a047,68 \u20ac\/MWh, el precio medio mayorista en\u00a02021 alcanz\u00f3 el valor de\u00a0111,90 \u20ac\/MWh. En los cuatro primeros meses del a\u00f1o\u00a02022, el valor medio del precio marginal de casaci\u00f3n en Espa\u00f1a se ha situado en\u00a0219,19 \u20ac\/MWh, un valor varios \u00f3rdenes de magnitud superior a los experimentados en los a\u00f1os anteriores.<\/p>\n

En este contexto de precios elevados, el Gobierno ha impulsado un conjunto de medidas que han tratado de paliar y revertir la situaci\u00f3n antes descrita, y de entre las que cabe destacar las contenidas en el Real Decreto-ley\u00a06\/2022, de\u00a029 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias econ\u00f3micas y sociales de la guerra en Ucrania, un ambicioso paquete normativo que ha tratado de abordar de una perspectiva omnicomprensiva los devastadores efectos de la guerra en todos los \u00e1mbitos sociales y econ\u00f3micos.<\/p>\n

II<\/p>\n

La situaci\u00f3n de los precios mayoristas de la electricidad antes mencionada ha supuesto, asimismo, el inicio de un debate a nivel europeo entorno al dise\u00f1o de los mercados el\u00e9ctricos. Un debate que ha sido liderado en buena medida por el Gobierno espa\u00f1ol, y que ha contado con un apoyo creciente de los pa\u00edses europeos de nuestro entorno. Y es que, si bien el incremento de los precios de los combustibles f\u00f3siles responde en exclusiva a una tensi\u00f3n provocada por la inestabilidad del abastecimiento en el plano internacional, dada la elevada dependencia de los combustibles importados de terceros pa\u00edses, la situaci\u00f3n de los mercados el\u00e9ctricos no puede ignorar que, en buena medida, este es tambi\u00e9n un problema de dise\u00f1o regulatorio.<\/p>\n

En este sentido, la configuraci\u00f3n de un mercado marginalista en el sector el\u00e9ctrico ha tra\u00eddo consigo importantes beneficios a los que todos los agentes del mercado, tanto productores como consumidores, han podido acceder. La existencia de dicho esquema de mercado ha fomentado de manera evidente la entrada de nueva generaci\u00f3n renovable, que ha favorecido la sustituci\u00f3n paulatina de la producci\u00f3n convencional, contribuyendo a la reducci\u00f3n de las emisiones de gases de efecto invernadero y, por tanto, permitiendo el cumplimiento de los ambiciosos objetivos de pol\u00edtica clim\u00e1tica contra\u00eddos por el Reino de Espa\u00f1a.<\/p>\n

Sin embargo, a pesar de que la contribuci\u00f3n de las tecnolog\u00edas de producci\u00f3n de origen f\u00f3sil ha ido perdiendo de manera paulatina su hist\u00f3rica cuota de producci\u00f3n dentro del mix el\u00e9ctrico nacional, la necesidad de seguir contando con esta potencia de generaci\u00f3n firme y flexible ha supuesto que la se\u00f1al de precios de la electricidad no haya podido capturar de forma plena los beneficios procedentes de la considerable entrada de producci\u00f3n renovable en los \u00faltimos a\u00f1os. De hecho, el precio de la electricidad se ha seguido manteniendo estrechamente correlacionado con la evoluci\u00f3n de los precios de cotizaci\u00f3n del gas natural, observ\u00e1ndose las mismas fluctuaciones y tensiones en ambos mercados.<\/p>\n

Este es un debate que no ha sido ignorado por las instituciones europeas. Desde el inicio de la escalada de precios a mediados de\u00a02021, la Comisi\u00f3n Europea y la Agencia Europea de Reguladores (ACER), han publicado sucesivos informes y comunicaciones en los que se han hecho eco de esta circunstancia; un problema que es europeo y que, como tal, necesariamente habr\u00e1 de abordarse desde una perspectiva conjunta comunitaria.<\/p>\n

Entre ellos, cabe destacar la Comunicaci\u00f3n de la Comisi\u00f3n RepowerEU: acci\u00f3n conjunta para una energ\u00eda m\u00e1s asequible, segura y sostenible, del pasado\u00a08 de marzo, en el que se anunciaba que la Comisi\u00f3n estudiar\u00eda todas las opciones posibles para aplicar medidas de emergencia que limiten el efecto de contagio de los precios del gas en los precios de la electricidad, como el establecimiento de l\u00edmites temporales de precios. As\u00ed, en su posterior comunicaci\u00f3n de\u00a022 de marzo, sobre seguridad de suministro y precios energ\u00e9ticos asequibles, la Comisi\u00f3n incluye entre las alternativas de actuaci\u00f3n analizadas la posibilidad de establecer limitaciones en los precios de los generadores que utilizan combustibles f\u00f3siles, como una v\u00eda de abordar los altos precios y la volatilidad del mercado mayorista.<\/p>\n

M\u00e1s recientemente, el informe de ACER sobre el dise\u00f1o del mercado mayorista de electricidad de la UE, de fecha\u00a029 de abril de\u00a02022, si bien no propone un cambio radical respecto del dise\u00f1o marginalista del mercado, s\u00ed esboza algunas consideraciones relevantes sobre la necesidad de introducir liquidez en los mercados a plazo y fomentar la proliferaci\u00f3n de instrumentos de cobertura que permitan a los consumidores finales.<\/p>\n

A la situaci\u00f3n general antes descrita, debe sum\u00e1rsele la excepcionalidad que supone la situaci\u00f3n de Espa\u00f1a y Portugal como isla energ\u00e9tica, dada la reducida capacidad de interconexi\u00f3n de la pen\u00ednsula ib\u00e9rica con el resto de Europa. Esta excepcionalidad ha quedado constatada y reflejada en el Consejo Europeo celebrado los d\u00edas\u00a024 y\u00a025 de marzo, donde se reconoce en sus conclusiones la singularidad del mercado ib\u00e9rico, con un bajo nivel de interconexi\u00f3n, y el mandato para que la Comisi\u00f3n Europea analice de manera urgente la compatibilidad con los Tratados y la normativa de mercado interior de medidas temporales que los Estados miembro puedan adoptar con el objetivo de mitigar el impacto del precio de los combustibles f\u00f3siles en la generaci\u00f3n de electricidad.<\/p>\n

As\u00ed pues, la medida contenida en este real decreto-ley emana de la reflexi\u00f3n sobre los mercados energ\u00e9ticos que se ha venido realizando en la Uni\u00f3n Europea en los \u00faltimos meses y tiene un acomodo y reflejo en los acuerdos pol\u00edticos y mandatos adoptados por los Jefes de Estado y de Gobierno de la Uni\u00f3n en su reuni\u00f3n del\u00a024 y\u00a025 de marzo.<\/p>\n

Cabe tambi\u00e9n se\u00f1alar que desde esta fecha se viene trabajando estrechamente con los servicios t\u00e9cnicos de la Comisi\u00f3n Europea para que el mecanismo presentado en este real decreto-ley sea plenamente compatible con la normativa comunitaria y por lo tanto pueda ser aprobado formalmente por la Comisi\u00f3n. Esta aprobaci\u00f3n formal del mecanismo por la Comisi\u00f3n Europea, que se espera obtener muy pronto, marcar\u00e1 la fecha de inicio de este mecanismo tal y como se indica en la disposici\u00f3n final d\u00e9cima.<\/p>\n

III<\/p>\n

Este real decreto-ley desarrolla un mecanismo temporal que limita el impacto que la escalada de precios del gas natural est\u00e1 teniendo en el mercado mayorista de electricidad, como consecuencia del dise\u00f1o marginalista del mismo, que determina que el precio de toda la electricidad es fijado por la \u00faltima unidad de generaci\u00f3n necesaria para abastecer la demanda en cada hora, siendo el gas natural la tecnolog\u00eda que con mayor frecuencia act\u00faa como tecnolog\u00eda marginal.<\/p>\n

La medida se configura como un mecanismo de ajuste del coste producci\u00f3n de las tecnolog\u00edas f\u00f3siles marginales, que tiene como efecto una reducci\u00f3n equivalente a dicho ajuste en las ofertas que dichas tecnolog\u00edas realizan en el mercado, con la consiguiente reducci\u00f3n de precio de casaci\u00f3n del mercado. Las cantidades correspondientes a dicho ajuste son financiadas por aquellos consumidores que se benefician de la referida reducci\u00f3n, resultando en cualquier caso un precio final inferior al que se dar\u00eda en ausencia de la medida. El mecanismo se encontrar\u00e1 en vigor durante un periodo de\u00a012 meses.<\/p>\n

Debido a la integraci\u00f3n de los mercados el\u00e9ctricos de Espa\u00f1a y Portugal en el Mercado Ib\u00e9rico de Electricidad, MIBEL, el mecanismo de ajuste se adopta de manera simult\u00e1nea y coordinada en la Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica, garantizando as\u00ed la integraci\u00f3n y eficiencia de este mercado regional.<\/p>\n

El valor del ajuste a las centrales marginales f\u00f3siles, \u00fanico para todas ellas, se establece como la diferencia entre un precio de referencia del gas, y el precio efectivo del mercado spot de gas natural en cada d\u00eda. De esta manera, estas centrales recuperan todos sus costes \u2013como hasta ahora\u2013 sin alterar el orden de m\u00e9rito del mercado. La medida no implica en modo alguno un incentivo, sobre-retribuci\u00f3n o subvenci\u00f3n de estas tecnolog\u00edas, por lo que tampoco mejora su competitividad con relaci\u00f3n a otros usos de estos combustibles ni incentiva un mayor consumo de \u00e9stos. A su vez, el ajuste sigue permitiendo unos precios de mercado suficientes para que las tecnolog\u00edas inframarginales puedan recuperar sus inversiones y siga atrayendo nueva generaci\u00f3n renovable, m\u00e1s eficiente y competitiva.<\/p>\n

El precio de referencia del gas que se establece en el mecanismo ser\u00e1 variable, comenzando por un valor de\u00a040 \u20ac\/MWh durante los seis primeros meses e increment\u00e1ndose en escalones mensuales sucesivos de\u00a05\u00a0\u20ac\/MWh hasta alcanzar un valor de\u00a070 \u20ac\/MWh en el \u00faltimo mes. De esta manera se proceder\u00e1 a una salida gradual y escalonada de la medida que permitir\u00e1 a los agentes adaptarse al escenario en el que el mecanismo deje de ser de aplicaci\u00f3n.<\/p>\n

Por el lado de la demanda, el coste total del ajuste a las tecnolog\u00edas marginales se repartir\u00e1 entre aquella parte de la demanda ib\u00e9rica que se beneficiar\u00e1 directamente del mismo, bien porque adquiere la energ\u00eda a un precio directamente referenciado al valor del mercado mayorista o bien por que ha firmado o renovado un contrato teniendo ya en cuenta el efecto beneficioso del mecanismo sobre los precios mayoristas. As\u00ed, se configura un sistema de exenci\u00f3n del pago del ajuste a las centrales marginales a aquella energ\u00eda que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo. Los agentes titulares de dichas coberturas podr\u00e1n presentar ante las autoridades correspondientes las coberturas debidamente registradas, lo que les permitir\u00e1 resultar exentos de dicho coste por dicha porci\u00f3n de energ\u00eda. Este esquema asegura que los consumidores indexados al precio del\u00a0spot<\/em>\u00a0mayorista se podr\u00e1n beneficiar de la medida (ya que la suma del nuevo precio de casaci\u00f3n marginal m\u00e1s el coste variabilizado del ajuste ser\u00e1 menor que el contrafactual en ausencia de medida) al tiempo que, aquellos consumidores cubiertos con instrumentos de\u00a0hedging\u00a0<\/em>no se ven afectados por el citado mecanismo de ajuste. Conforme se vaya produciendo el vencimiento o renovaci\u00f3n de las coberturas antes mencionadas, la nueva energ\u00eda que aflore s\u00ed pasar\u00e1 a soportar el coste del ajuste, de conformidad con las especificidades del dise\u00f1o regulado en este real decreto-ley.<\/p>\n

Asimismo, otro elemento novedoso del mecanismo es el uso de las rentas de congesti\u00f3n adicionales que afloren en la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Francia para minorar el coste total del ajuste mencionado anteriormente. En particular, la implementaci\u00f3n del mecanismo de ajuste articulado en este real decreto-ley, traer\u00e1 consigo una importante reducci\u00f3n del precio de casaci\u00f3n marginal en la zona de precio tanto espa\u00f1ola como portuguesa, lo que traer\u00e1 principalmente dos efectos: un incremento del flujo exportador en la frontera entre Espa\u00f1a y Francia, y un incremento de la diferencia de precio entre la zona de precio espa\u00f1ola y la francesa. En tanto este efecto es el resultado directo de la implementaci\u00f3n de dicho mecanismo, se ha habilitado una v\u00eda excepcional para poder hacer un uso de las rentas de congesti\u00f3n adicionales en dicha interconexi\u00f3n (rentas de congesti\u00f3n que son proporcionales tanto al a energ\u00eda de frontera como la diferencia de precio) en la minoraci\u00f3n del coste total del mecanismo de ajuste.<\/p>\n

Por las razones referidas, el mecanismo es plenamente respetuoso con los principios del mercado interior de la energ\u00eda, no distorsionar\u00e1 el comercio interior de electricidad y contribuir\u00e1 a la descarbonizacion de la econom\u00eda a trav\u00e9s unos precios de la electricidad m\u00e1s razonables que incentiven la electrificaci\u00f3n renovable de los usos finales energ\u00e9ticos.<\/p>\n

El mecanismo de ajuste entrar\u00e1 en vigor al mismo tiempo que el resto del contenido de la norma, si bien su aplicaci\u00f3n efectiva se producir\u00e1 una vez que la Comisi\u00f3n Europea haya resuelto sobre su pleno ajuste al derecho comunitario, en los t\u00e9rminos recogidos en las propias conclusiones del Consejo Europeo.<\/p>\n

IV<\/p>\n

Una de las condiciones para la aprobaci\u00f3n del mecanismo por parte de la Comisi\u00f3n Europea es la reforma del actual precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor (PVPC). As\u00ed, el mecanismo de ajuste se configura como una medida extraordinaria mientras se realiza esta reforma y esta entra en vigor de forma efectiva, lo que no es inmediato.<\/p>\n

La subida de precios del mercado diario e intradiario y su alta volatilidad han perjudicado especialmente a los peque\u00f1os consumidores dom\u00e9sticos con potencia contratada menor o igual\u00a010 kW, que se encuentra acogidos al precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor, entre los que se encuentran los consumidores vulnerables con derecho a la aplicaci\u00f3n del bono social.<\/p>\n

Esta traslaci\u00f3n directa de la volatilidad y del elevado precio del mercado diario e intradiario al PVPC se debe a que la metodolog\u00eda para establecer el coste de la energ\u00eda emplea exclusivamente el precio del mercado diario e intradiario en cada hora.<\/p>\n

Con el objetivo de reducir la volatilidad del precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor, este real decreto-ley tambi\u00e9n establece el mandato de realizar las modificaciones necesarias en la metodolog\u00eda de c\u00e1lculo del precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor, para introducir una referencia a los precios de los mercados a plazo, incorporando una componente de precio basada en una cesta de productos de mercados a plazo \u2013anuales, trimestrales y mensuales\u2013 y una componente de precio del mercado diario e intradiario de tal forma que la nueva f\u00f3rmula de fijaci\u00f3n del coste de la energ\u00eda del PVPC pueda empezar a aplicarse a principios de\u00a02023.<\/p>\n

Esta medida orientar\u00e1 la estrategia de compra de energ\u00eda de las comercializadoras de referencia, induciendo una mayor propensi\u00f3n a la participaci\u00f3n en los mercados a plazo para adquirir la energ\u00eda de sus clientes. Por tanto, fomentar\u00e1 la liquidez de los mercados a plazo ib\u00e9ricos por el lado de los compradores.<\/p>\n

Tradicionalmente los mercados a plazo en la Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica, tanto organizados como no organizados, no han tenido una elevada liquidez. Una de las razones de esta situaci\u00f3n es que las instalaciones de tecnolog\u00edas renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos acogidas al r\u00e9gimen retributivo espec\u00edfico (RECORE), que aportan aproximadamente el\u00a038 % de la demanda el\u00e9ctrica, establecen estrategias de venta de su producci\u00f3n en el mercado diario e intradiario sin participar en los mercados a plazo. Este comportamiento se debe a la configuraci\u00f3n del mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, regulado en el art\u00edculo\u00a022 del Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio, que desincentiva la venta de energ\u00eda en los mercados a plazo, ya que cubre el riesgo de desviaciones en el precio de mercado diario e intradiario. Por esta raz\u00f3n, el Real Decreto-ley\u00a06\/2022, de\u00a029 de marzo, ha modificado este mecanismo con el objetivo de que se incentive la exposici\u00f3n de la energ\u00eda del RECORE a los mercados a plazo.<\/p>\n

Por otro lado, la falta de liquidez en los mercados a plazo se est\u00e1 viendo agravada por la extensi\u00f3n en el tiempo de la guerra de Ucrania y el actual contexto de incertidumbre, altos precios y volatilidad en los mercados energ\u00e9ticos, que encarecen el coste de las garant\u00edas iniciales y din\u00e1micas exigidas en las contrataciones a plazo e incorporan una prima de riesgo adicional.<\/p>\n

Esta situaci\u00f3n hace necesaria y urgente la adopci\u00f3n de medidas adicionales a las ya adoptadas, que fomenten la liquidez de los mercados a plazo tambi\u00e9n por el lado de los vendedores en aquellos productos y horizontes temporales en los que aumentar\u00e1 la demanda debido a las adquisiciones de las comercializadoras de referencia.<\/p>\n

Para ello se incorpora al mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado que ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n para la energ\u00eda RECORE generada en el a\u00f1o\u00a02023 y posteriores, referencias a productos de mercados a plazo-anuales, trimestrales y mensuales.<\/p>\n

Para cada a\u00f1o del semiperiodo regulatorio se establecer\u00e1n, reglamentariamente, los coeficientes de ponderaci\u00f3n de cada uno de los productos que se consideran en el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, de forma que sean coherentes con los coeficientes de ponderaci\u00f3n utilizados en el c\u00e1lculo del precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor. Para el primer ejercicio de aplicaci\u00f3n, el a\u00f1o\u00a02023, se establecen los valores de los coeficientes de ponderaci\u00f3n de los distintos productos y se fija el periodo a considerar para calcular el precio medio del futuro anual, para permitir que las instalaciones afectadas dispongan del tiempo suficiente para adoptar las decisiones pertinentes en relaci\u00f3n con su estrategia de venta de energ\u00eda.<\/p>\n

El mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se aplica en las actualizaciones de los par\u00e1metros retributivos del r\u00e9gimen retributivo espec\u00edfico, que se llevan a cabo en cada semiperiodo regulatorio, de\u00a03 a\u00f1os y en cada periodo regulatorio, de\u00a06 a\u00f1os. El art\u00edculo\u00a014.4 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, prev\u00e9 que la actualizaci\u00f3n de los par\u00e1metros retributivos del periodo regulatorio se realizar\u00e1 antes de comenzar este, entendi\u00e9ndose prorrogados en caso contrario. La introducci\u00f3n de precios de mercados a plazo en el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, hace necesario retrasar la fecha l\u00edmite para la actualizaci\u00f3n de los par\u00e1metros retributivos en cada periodo regulatorio, al objeto de disponer de la informaci\u00f3n relativa a los precios de los mercados de futuros utilizados.<\/p>\n

Esta medida se considera de extraordinaria y urgente necesidad, ya que est\u00e1 vinculada a la autorizaci\u00f3n del mecanismo de ajuste de costes de producci\u00f3n para la reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista regulado en este mismo real decreto-ley. Adem\u00e1s, est\u00e1 dirigida a reducir la volatilidad y el precio final de la energ\u00eda de los consumidores acogidos al precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor, en un contexto de altos precios de la energ\u00eda y elevada incertidumbre respecto a su duraci\u00f3n e intensidad, a trav\u00e9s de la modificaci\u00f3n de la metodolog\u00eda de c\u00e1lculo del precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor y del fomento de la liquidez en los mercados de energ\u00eda a plazo.<\/p>\n

V<\/p>\n

Por otro lado, se aborda la modificaci\u00f3n de la Ley\u00a012\/2009, de\u00a030 de octubre, reguladora del derecho de asilo y de la protecci\u00f3n subsidiaria mediante real decreto-ley porque resulta imprescindible que la reforma entre en vigor lo antes posible y se trata de una regulaci\u00f3n que solo puede hacerse mediante una norma con rango de ley.<\/p>\n

La medida recoge una modificaci\u00f3n de extraordinaria y urgente necesidad para poder poner en marcha el sistema de acci\u00f3n concertada previsto en el Real Decreto\u00a0220\/2022, de\u00a029 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento por el que se regula el sistema de acogida en materia de protecci\u00f3n internacional.<\/p>\n

La reforma del sistema de acogida es uno de los hitos establecidos en el Plan de Recuperaci\u00f3n, Transformaci\u00f3n y Resiliencia (PRTR), el cual ha sido evaluado favorablemente por la Comisi\u00f3n Europea el\u00a016 de junio de\u00a02021 y cuya aprobaci\u00f3n definitiva fue ratificada mediante Decisi\u00f3n de Ejecuci\u00f3n por el Consejo Europeo el\u00a013 de julio de\u00a02021. Se trata del hito\u00a0317 del anexo de la mencionada Decisi\u00f3n del Consejo y constituye la Reforma\u00a04 del Componente\u00a022 (Plan de choque para la econom\u00eda de los cuidados y refuerzo de las pol\u00edticas de inclusi\u00f3n). Con la aprobaci\u00f3n del Real Decreto\u00a0220\/2022, de\u00a029 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento por el que se regula el sistema de acogida en materia de protecci\u00f3n internacional se dio cumplimiento en tiempo y forma al hito en cuesti\u00f3n. No obstante, resulta necesario para garantizar la efectiva puesta en marcha del nuevo sistema de acogida la aprobaci\u00f3n de esta modificaci\u00f3n.<\/p>\n

Adem\u00e1s, la justificaci\u00f3n de la extraordinaria y urgente necesidad no se deriva s\u00f3lo de los compromisos derivados del PRTR, sino que la reciente guerra en Ucrania y el compromiso que Espa\u00f1a ha adquirido como Estado en la acogida de refugiados ucranianos hace necesario que el nuevo sistema de acogida de solicitantes y beneficiarios de protecci\u00f3n internacional y su gesti\u00f3n est\u00e9 en vigor lo antes posible. As\u00ed, las disposiciones recogidas en el Real Decreto\u00a0220\/2022, de\u00a029 de marzo, podr\u00e1n ser aplicables a los refugiados ucranianos.<\/p>\n

La gesti\u00f3n del nuevo modelo se articula mediante la acci\u00f3n concertada que desarrolla el t\u00edtulo V del Reglamento. Se trata de un nuevo modelo con el que se busca superar algunas de las limitaciones del actual sistema de subvenciones, estableciendo un v\u00ednculo m\u00e1s estrecho con las entidades, promoviendo una visi\u00f3n plurianual del sistema e incrementando su estabilidad y previsibilidad, as\u00ed como reduciendo la carga administrativa y facilitando la evaluaci\u00f3n efectiva.<\/p>\n

Para poner en marcha este nuevo modelo, es necesaria la habilitaci\u00f3n legal que establezca la posibilidad de anticipar una parte de la retribuci\u00f3n a las entidades que colaboren con la Administraci\u00f3n, con el fin de facilitar la actividad objeto del concierto. Dichos pagos supondr\u00e1n entregas de fondos con car\u00e1cter previo a la justificaci\u00f3n, como financiaci\u00f3n necesaria para poder llevar a cabo las actuaciones.<\/p>\n

Dicha posibilidad constituye una pr\u00e1ctica habitual en el sistema actual de subvenciones que lleva a cabo la Secretar\u00eda de Estado de Migraciones del Ministerio de Inclusi\u00f3n, Seguridad Social y Migraciones, de conformidad con lo previsto en la Ley\u00a038\/2003, de\u00a017 de noviembre, General de Subvenciones, y es un componente necesario para apoyar a las entidades que realizan la labor social de atenci\u00f3n y acogida de personas migrantes y solicitantes de protecci\u00f3n internacional, especialmente las m\u00e1s peque\u00f1as.<\/p>\n

Adem\u00e1s, ante las dudas que puedan surgir en la interpretaci\u00f3n del Real Decreto\u00a0220\/2022, de\u00a029 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento por el que se regula el sistema de acogida en materia de protecci\u00f3n internacional, se clarifica que la acci\u00f3n concertada se podr\u00e1 desarrollar en inmuebles de propiedad tanto p\u00fablica como privada, siempre que se acredite un derecho al uso por un per\u00edodo no inferior al de vigencia de la autorizaci\u00f3n de acci\u00f3n concertada. Asimismo, se introduce que, en situaciones de necesidad y siempre que concurran razones de inter\u00e9s p\u00fablico, el derecho de uso podr\u00e1 ser inferior al de la duraci\u00f3n de la autorizaci\u00f3n.<\/p>\n

Por su parte, el\u00a0South Summit<\/em>\u00a0se ha erigido en una plataforma global de innovaci\u00f3n y emprendimiento que genera conexiones de alto valor para todos los actores del ecosistema y sectores econ\u00f3micos, con un potencial de crecimiento e impacto social muy relevante. En efecto, se trata de una plataforma de innovaci\u00f3n abierta que conecta\u00a0startups<\/em>, corporaciones e inversores para generar oportunidades de negocio, considerando este \u00e1mbito como motor clave del desarrollo econ\u00f3mico de esta nueva era. Adem\u00e1s, la edici\u00f3n de\u00a02022 resulta especialmente relevante ya que se celebra el d\u00e9cimo aniversario del evento. Con motivo de este aniversario, la entidad est\u00e1 diversificando sus actuaciones a nivel internacional con la organizaci\u00f3n de diversos eventos.<\/p>\n

En esta misma l\u00ednea, 2022 es un a\u00f1o clave para la pol\u00edtica del Gobierno de Espa\u00f1a en materia de emprendimiento. Esto se debe a numerosos motivos, siendo quiz\u00e1s el m\u00e1s relevante que el proyecto de Ley de Fomento del Ecosistema de Empresas Emergentes (conocido como Ley de\u00a0Startups<\/em>) se encuentra en estos momentos en tr\u00e1mite parlamentario, debiendo aprobarse este mismo a\u00f1o. Por lo tanto, resulta de especial inter\u00e9s para el Gobierno apoyar eventos de la \u00edndole del\u00a0South Summit,<\/em>\u00a0ya que se podr\u00e1 aprovechar como un ecosistema de colaboraci\u00f3n p\u00fablico-privada, generador de ideas y que alimente la fase final del proceso de elaboraci\u00f3n de la norma, garantiz\u00e1ndose as\u00ed una mayor repercusi\u00f3n. Tambi\u00e9n puede aprovecharse como una plataforma de difusi\u00f3n de las dem\u00e1s pol\u00edticas del Gobierno en materia de emprendimiento, entre las que pueden citarse el Fondo Next Tech, la L\u00ednea Enisa Emprendedoras Digitales o INCIBE Emprende.<\/p>\n

Para poder maximizar este apoyo y la financiaci\u00f3n del evento, los mecenas del\u00a0South Summit\u00a02022<\/em>\u00a0deben poder acogerse a los beneficios fiscales previstos en la Ley\u00a049\/2002, de\u00a023 de diciembre, de r\u00e9gimen fiscal de las entidades sin fines lucrativos y de los incentivos fiscales al mecenazgo. Para ello, resulta imprescindible aprobar la declaraci\u00f3n del \u00abSouth Summit\u00a02022-2024\u00bb como acontecimiento de excepcional inter\u00e9s p\u00fablico en la disposici\u00f3n adicional sexta con norma de rango de ley y con car\u00e1cter urgente, y con car\u00e1cter previo a la celebraci\u00f3n del evento. Por tanto, teniendo en cuenta que dicha celebraci\u00f3n se va a producir los d\u00edas\u00a08, 9 y\u00a010 de junio de este a\u00f1o en Espa\u00f1a, es necesario aprobar esta medida mediante real decreto-ley.<\/p>\n

VI<\/p>\n

El art\u00edculo\u00a086 de la Constituci\u00f3n permite al Gobierno dictar decretos-leyes \u00aben caso de extraordinaria y urgente necesidad\u00bb, siempre que no afecten al ordenamiento de las instituciones b\u00e1sicas del Estado, a los derechos, deberes y libertades de los ciudadanos regulados en el t\u00edtulo I de la Constituci\u00f3n, al r\u00e9gimen de las comunidades aut\u00f3nomas ni al Derecho electoral general.<\/p>\n

El real decreto-ley constituye un instrumento constitucionalmente l\u00edcito, siempre que, tal como reiteradamente ha exigido el Tribunal Constitucional (sentencias\u00a06\/1983, de\u00a04 de febrero, FJ\u00a05; 11\/2002, de\u00a017 de enero, FJ\u00a04, 137\/2003, de\u00a03 de julio, FJ\u00a03, y\u00a0189\/2005, de\u00a07 julio, FJ\u00a03; 68\/2007, FJ\u00a010, y\u00a0137\/2011, FJ\u00a07), el fin que justifica la legislaci\u00f3n de urgencia sea subvenir a una situaci\u00f3n concreta, dentro de los objetivos gubernamentales, que por razones dif\u00edciles de prever requiere una acci\u00f3n normativa inmediata en un plazo m\u00e1s breve que el requerido por la v\u00eda normal o por el procedimiento de urgencia para la tramitaci\u00f3n parlamentaria de las leyes, m\u00e1xime cuando la determinaci\u00f3n de dicho procedimiento no depende del Gobierno.<\/p>\n

Debe quedar, por tanto, acreditada \u00abla existencia de una necesaria conexi\u00f3n entre la situaci\u00f3n de urgencia definida y la medida concreta adoptada para subvenir a ella (SSTC\u00a029\/1982, de\u00a031 de mayo, FJ\u00a03; 182\/1997, de\u00a020 de octubre, FJ\u00a03, y\u00a0137\/2003, de\u00a03 de julio, FJ\u00a04).<\/p>\n

A tal fin se reitera la extraordinaria coyuntura de precios observada en los mercados mayoristas de electricidad, que trae causa del encarecimiento sin precedentes de la cotizaci\u00f3n del gas natural en los mercados internacionales, y su impacto sist\u00e9mico en la econom\u00eda ampliamente expuesta en este pre\u00e1mbulo.<\/p>\n

Un aspecto imprescindible a destacar es la temporalidad del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley. As\u00ed, el plazo m\u00e1ximo de\u00a012 meses queda circunscrito, en primer lugar, al r\u00e9gimen de excepcionalidad ocasionado por el alza de los precios energ\u00e9ticos, que traen causa en \u00faltima instancia de la invasi\u00f3n de Ucrania por la Federaci\u00f3n de Rusia.<\/p>\n

Por \u00faltimo, las medidas sobre las reformas en materia de asilo y de fomento del mecenazgo quedan justificadas en el apartado VI anterior.<\/p>\n

En consecuencia, la extraordinaria y urgente necesidad de aprobar este real decreto-ley se inscribe en el criterio pol\u00edtico o de oportunidad que corresponde al Gobierno en cuanto \u00f3rgano de direcci\u00f3n pol\u00edtica del Estado, y esta decisi\u00f3n, sin duda, supone una ordenaci\u00f3n de prioridades pol\u00edticas de actuaci\u00f3n, centradas en el cumplimiento de la seguridad jur\u00eddica y la garant\u00eda de precios justos y competitivos a los ciudadanos y las empresas.<\/p>\n

Asimismo, se destaca que este real decreto-ley no afecta al ordenamiento de las instituciones b\u00e1sicas del Estado, a los derechos, deberes y libertades de los ciudadanos regulados en el t\u00edtulo I de la Constituci\u00f3n, al r\u00e9gimen de las comunidades aut\u00f3nomas ni al Derecho electoral general.<\/p>\n

Por todo lo expuesto, concurren de esta forma las circunstancias de \u00abextraordinaria y urgente necesidad\u00bb que constituyen el presupuesto habilitante exigido al Gobierno por el art\u00edculo\u00a086.1 de la Constituci\u00f3n para dictar reales decretos-leyes.<\/p>\n

VII<\/p>\n

Este real decreto-ley se adecua a los principios de buena regulaci\u00f3n previstos en el art\u00edculo\u00a0129 de la Ley\u00a039\/2015, de\u00a01 de octubre, del Procedimiento Administrativo Com\u00fan de las Administraciones P\u00fablicas, en particular, a los principios de necesidad, eficacia, proporcionalidad, seguridad jur\u00eddica, transparencia y eficiencia.<\/p>\n

As\u00ed, atendiendo a los principios de necesidad y eficacia, existe un claro y evidente inter\u00e9s general que sustenta la medida que se aprueba en la norma, siendo as\u00ed el real decreto-ley el instrumento m\u00e1s inmediato y eficaz para garantizar su consecuci\u00f3n. Se respeta asimismo el principio de proporcionalidad, dado que contiene la regulaci\u00f3n meramente imprescindible para la consecuci\u00f3n de los objetivos previamente mencionados.<\/p>\n

A su vez, la norma resulta coherente con el vigente ordenamiento jur\u00eddico, ajust\u00e1ndose, por ello, al principio de seguridad jur\u00eddica. Y, por \u00faltimo, en cuanto al principio de transparencia, esta norma, si bien est\u00e1 exenta de los tr\u00e1mites de consulta p\u00fablica, audiencia e informaci\u00f3n p\u00fablica por tratarse de un decreto-ley, tal y como autoriza el art\u00edculo\u00a026.11 de la Ley\u00a050\/1997, de\u00a027 de noviembre, del Gobierno, define claramente sus objetivos, reflejados tanto en su parte expositiva como en la Memoria que lo acompa\u00f1a. Por \u00faltimo, en relaci\u00f3n con el principio de eficiencia, en este real decreto-ley se ha procurado que la norma genere las menores cargas administrativas para los ciudadanos.<\/p>\n

El presente real decreto-ley se dicta al amparo de lo dispuesto en el art\u00edculo\u00a0149.1.13.\u00aa y\u00a025.\u00aa de la Constituci\u00f3n Espa\u00f1ola, que atribuyen al Estado la competencia en materia de bases y coordinaci\u00f3n de la planificaci\u00f3n general de la actividad econ\u00f3mica y de bases del r\u00e9gimen minero y energ\u00e9tico, respectivamente, a excepci\u00f3n de la disposici\u00f3n adicional sexta, que se dicta al amparo de lo previsto en el art\u00edculo\u00a0149.1.14.\u00aa de la Constituci\u00f3n que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de Hacienda general y de la disposici\u00f3n final s\u00e9ptima, que se dicta al amparo de lo dispuesto por el art\u00edculo\u00a0149.1.2.\u00aa de la Constituci\u00f3n Espa\u00f1ola, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de derecho de asilo.<\/p>\n

En su virtud, haciendo uso de la autorizaci\u00f3n contenida en el art\u00edculo\u00a086 de la Constituci\u00f3n Espa\u00f1ola, a propuesta de la Ministra para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico, de la Ministra de Hacienda y Funci\u00f3n P\u00fablica, de la Ministra de Asuntos Econ\u00f3micos y Transformaci\u00f3n Digital y del Ministro de Inclusi\u00f3n, Seguridad Social y Migraciones, y previa deliberaci\u00f3n del Consejo de Ministros en su reuni\u00f3n del d\u00eda\u00a013 de mayo de\u00a02022,<\/p>\n

DISPONGO:<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a01.\u2003Mecanismo de ajuste de costes de producci\u00f3n para la reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003Con la finalidad de lograr una reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista, se establece un mecanismo de ajuste de los costes incurridos por las instalaciones a que hace referencia el art\u00edculo\u00a02, en una cuant\u00eda proporcional a la internalizaci\u00f3n del mayor coste de aprovisionamiento de los combustibles f\u00f3siles empleados por dichas instalaciones en la producci\u00f3n de electricidad.<\/p>\n

2.\u2003El mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley resultar\u00e1 de aplicaci\u00f3n durante\u00a012 meses contados a partir de la fecha que se determine en la Orden por la que se publique en el \u00abBolet\u00edn Oficial del Estado\u00bb la Autorizaci\u00f3n del mecanismo de ajuste por parte de la Comisi\u00f3n Europea prevista en la disposici\u00f3n final primera. En ning\u00fan caso el mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley resultar\u00e1 de aplicaci\u00f3n m\u00e1s all\u00e1 del\u00a031 de mayo de\u00a02023.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a02.\u2003\u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003El mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulado en este real decreto-ley ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n a las siguientes instalaciones de producci\u00f3n en territorio peninsular que est\u00e9n dadas de alta en el mercado en el d\u00eda en que se produce la casaci\u00f3n del mercado diario:<\/p>\n

a)\u2003Instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica correspondientes a centrales de ciclo combinado de gas natural.<\/p>\n

b)\u2003Instalaciones de producci\u00f3n correspondientes a tecnolog\u00edas de generaci\u00f3n convencional que utilicen carb\u00f3n como combustible.<\/p>\n

c)\u2003Instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica pertenecientes al grupo a.1 del art\u00edculo\u00a02 del Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio, y las acogidas a la disposici\u00f3n transitoria primera del mismo que hubieran estado acogidas a la disposici\u00f3n transitoria segunda del Real Decreto\u00a0661\/2007, de\u00a025 de mayo, por el que se regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica en r\u00e9gimen especial, siempre que estas no cuenten con ning\u00fan marco retributivo de los regulados en el art\u00edculo\u00a014 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico, as\u00ed como las instalaciones de cogeneraci\u00f3n que utilicen gas natural como energ\u00eda primaria y que est\u00e9n acogidas a la modalidad general de r\u00e9gimen remuneratorio, en los t\u00e9rminos previsto en el art\u00edculo\u00a04.\u00ba-B del Decreto-Ley n.\u00ba\u00a023\/2010, de\u00a025 de marzo (\u00abDi\u00e1rio da Rep\u00fablica\u00bb n.\u00ba 59\/2010, S\u00e9rie I, de\u00a025 de marzo de\u00a02010).<\/p>\n

2.\u2003Los titulares de instalaciones del apartado\u00a01 de este art\u00edculo que nominen la ejecuci\u00f3n de contratos bilaterales con entrega f\u00edsica con dichas instalaciones no percibir\u00e1n el ajuste a que se refiere el art\u00edculo\u00a03 por la energ\u00eda declarada en el contrato bilateral, resultando de aplicaci\u00f3n el mecanismo de ajuste previsto en este real decreto-ley \u00fanicamente sobre aquella energ\u00eda negociada en unidades de oferta de venta de energ\u00eda ante el operador del mercado, todo ello sin perjuicio de los criterios que resultan de aplicaci\u00f3n a los mercados intradiarios y que se apliquen en los servicios de ajuste de Espa\u00f1a de conformidad con lo establecido en este real decreto-ley.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a03.\u2003Determinaci\u00f3n de la cuant\u00eda unitaria del ajuste.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003Para las instalaciones de generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a que hace referencia el art\u00edculo\u00a02.1, se calcular\u00e1 la cuant\u00eda unitaria diaria de ajuste expresada en \u20ac\/MWh, por unidad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica, conforme a la siguiente f\u00f3rmula:<\/p>\n

Donde:<\/p>\n

Yi<\/sub><\/em>\u00a0es la cuant\u00eda unitaria diaria del ajuste, en \u20ac\/MWh, correspondiente a la instalaci\u00f3n i-\u00e9sima, redondeado a euros con dos decimales.<\/p>\n

PGN<\/sub><\/em>\u00a0es el precio del gas natural, en \u20ac\/MWh. Se determinar\u00e1 como el precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al d\u00eda siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ib\u00e9rico del Gas (MIBGAS). La metodolog\u00eda de obtenci\u00f3n del precio\u00a0PGN<\/sub><\/em>\u00a0se podr\u00e1 modificar mediante resoluci\u00f3n de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.<\/p>\n

PRGN<\/sub><\/em>\u00a0es el precio de referencia del gas natural, en \u20ac\/MWh, que tomar\u00e1 inicialmente el valor de\u00a040 \u20ac\/MWh. Una vez transcurridos seis meses desde el inicio de aplicaci\u00f3n de la medida, a partir del primer d\u00eda del siguiente mes natural el precio de referencia del gas natural se incrementar\u00e1 mensualmente en\u00a05 \u20ac\/MWh con respecto al valor de referencia del mes natural anterior hasta que finalice la vigencia del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley.<\/p>\n

Si el precio del gas natural (PGN<\/sub><\/em>) en un determinado horizonte de programaci\u00f3n es inferior al precio de referencia del gas natural (PRGN<\/sub><\/em>), el importe de la cuant\u00eda unitaria diaria del ajuste,\u00a0Yi<\/sub><\/em>, ser\u00e1 nulo en el referido horizonte de programaci\u00f3n.<\/p>\n

A estos efectos, MIBGAS, facilitar\u00e1 al operador del mercado el\u00e9ctrico y a los operadores del sistema el precio de gas natural\u00a0PGN<\/sub><\/em>\u00a0a aplicar el d\u00eda D antes de las\u00a09:45 del d\u00eda D-1.<\/p>\n

2.\u2003Antes de las\u00a010:00 horas del d\u00eda D-1, se publicar\u00e1 en el sistema de informaci\u00f3n del operador del mercado de electricidad el precio de gas aplicable para realizar el c\u00e1lculo a que se refiere el apartado\u00a01 de este art\u00edculo, as\u00ed como el valor de la cuant\u00eda unitaria diaria del ajuste,\u00a0Yi<\/sub><\/em>.\u2003El operador del mercado comunicar\u00e1 por medios automatizados a tal efecto a los operadores del sistema dichos valores.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a04.\u2003Participaci\u00f3n en el mercado de las instalaciones de producci\u00f3n con derecho al mecanismo de ajuste.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003Para poder recibir el ajuste, una unidad de oferta y su unidad de programaci\u00f3n correspondiente podr\u00e1 asociar \u00fanicamente una instalaci\u00f3n con derecho al ajuste. En el caso de las instalaciones de producci\u00f3n correspondientes a tecnolog\u00eda de cogeneraci\u00f3n referidas en el art\u00edculo\u00a02.1.c) la unidad de oferta y su unidad de programaci\u00f3n correspondiente podr\u00e1n agregar diferentes instalaciones siempre que todas ellas tengan derecho al ajuste.<\/p>\n

2.\u2003A efectos de lo dispuesto en el apartado anterior, el agente de mercado deber\u00e1 solicitar al operador del mercado y al operador del sistema correspondiente el alta y, en su caso, la modificaci\u00f3n de las unidades de oferta y de las unidades de programaci\u00f3n correspondientes afectadas, respectivamente, para cumplir con dicho apartado.<\/p>\n

3.\u2003Los agentes responsables de las instalaciones referidas en el art\u00edculo\u00a02.1 deber\u00e1n identificar las unidades de oferta y las unidades de programaci\u00f3n beneficiarias del mecanismo de ajuste ante el operador del mercado y el operador del sistema correspondiente. A dicha instalaci\u00f3n le ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n el mecanismo de ajuste a partir de la siguiente casaci\u00f3n del mercado diario y nunca ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n sobre fechas cuya casaci\u00f3n del mercado diario o la provisi\u00f3n del servicio de ajuste del sistema ya se hubiera producido.<\/p>\n

4.\u2003Los titulares de unidades de adquisici\u00f3n que no sean agentes de mercado deber\u00e1n darse de alta como tales ante el operador del mercado para poder declarar contratos bilaterales.<\/p>\n

El requisito establecido en este apartado no resultar\u00e1 de aplicaci\u00f3n cuando toda la energ\u00eda de demanda declarada en dichos contratos bilaterales con entrega f\u00edsica, para todo el periodo de aplicaci\u00f3n del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, resulte exenta del pago del ajuste de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a08.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a05.\u2003Procedimiento de fijaci\u00f3n de precio del mercado diario ib\u00e9rico y participaci\u00f3n en los mercados intradiarios y en los servicios de ajuste del sistema.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003El proceso de casaci\u00f3n y determinaci\u00f3n del precio en el mercado diario se realizar\u00e1 conforme a las reglas de funcionamiento del mercado diario vigentes en cada momento.<\/p>\n

2.\u2003Las instalaciones susceptibles de percibir el ajuste seg\u00fan lo dispuesto en el art\u00edculo\u00a02.1, ofertar\u00e1n en el mercado diario con su mejor previsi\u00f3n de producci\u00f3n, internalizando la cuant\u00eda unitaria del ajuste en sus ofertas en mercado conforme a lo dispuesto en el art\u00edculo\u00a03.<\/p>\n

3.\u2003Las ofertas presentadas por las instalaciones referidas en el art\u00edculo\u00a02.1 en los mercados intradiarios y en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en horizonte diario y en tiempo real y las enviadas a los mercados de servicios de energ\u00eda de balance tambi\u00e9n tendr\u00e1n en cuenta el mecanismo de ajuste.<\/p>\n

En todo caso, las ofertas presentadas en los servicios de ajuste se ajustar\u00e1n a lo dispuesto en la normativa de \u00e1mbito portugu\u00e9s y espa\u00f1ol que resulte en cada caso de aplicaci\u00f3n, en los t\u00e9rminos y condiciones establecidos por las autoridades reguladoras nacionales.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a06.\u2003Entidades responsables de la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003El operador del mercado realizar\u00e1 la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste por la negociaci\u00f3n en los mercados diario e intradiario y contrataci\u00f3n bilateral, conforme a lo establecido en los art\u00edculos\u00a02.2, 7 y\u00a08.<\/p>\n

2.\u2003Los operadores del sistema realizar\u00e1n la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste por la asignaci\u00f3n en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en horizonte diario y en tiempo real, as\u00ed como en los mercados de servicios de energ\u00eda de balance, conforme a lo establecido en los art\u00edculos\u00a02.2, 7 y\u00a08. Adicionalmente, los operadores del sistema regularizar\u00e1n la liquidaci\u00f3n realizada por el operador del mercado a las unidades de adquisici\u00f3n en base a las medidas en barras de central conforme a lo previsto en el art\u00edculo\u00a07.6.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a07.\u2003Liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003El operador del mercado llevar\u00e1 a cabo la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste correspondiente a la aplicaci\u00f3n de lo dispuesto en el art\u00edculo\u00a03 sobre el programa de cada una de las ofertas casadas de venta y de compra de energ\u00eda el\u00e9ctrica en los mercados diario e intradiarios, correspondientes a las instalaciones a que hace referencia el art\u00edculo\u00a02.1, conforme a lo indicado en el art\u00edculo\u00a02.2.<\/p>\n

2.\u2003Los operadores del sistema llevar\u00e1n a cabo la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste a cada unidad de programaci\u00f3n por la energ\u00eda asignada en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en horizonte diario y en tiempo real, as\u00ed como en los mercados de servicios de energ\u00eda de balance, valorada conforme a lo dispuesto en el art\u00edculo\u00a03.<\/p>\n

Si la energ\u00eda neta asignada en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en horizonte diario y en tiempo real, as\u00ed como en los mercados de servicios de energ\u00eda de balance, supusiera una reducci\u00f3n de producci\u00f3n de la instalaci\u00f3n, se liquidar\u00e1 una obligaci\u00f3n de pago y si fuera un incremento de la producci\u00f3n, se liquidar\u00e1 un derecho de cobro.<\/p>\n

En el caso de la energ\u00eda asignada por restricciones t\u00e9cnicas, la liquidaci\u00f3n del incumplimiento de la asignaci\u00f3n incluir\u00e1 la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste, en su caso.<\/p>\n

A estos efectos, el operador del mercado facilitar\u00e1 a los operadores del sistema espa\u00f1ol y portugu\u00e9s la cuant\u00eda unitaria de ajuste definida en el art\u00edculo\u00a03.<\/p>\n

3.\u2003El coste o ingreso total asociado a la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste en cada per\u00edodo de negociaci\u00f3n realizada por el operador del mercado ser\u00e1 el resultado de computar la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste a todas las instalaciones a que hace referencia el art\u00edculo\u00a02.1, de conformidad con lo establecido en los art\u00edculos\u00a04 y\u00a05.<\/p>\n

4.\u2003El coste o ingreso total asociado a la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste realizada por el operador del mercado en cada periodo de negociaci\u00f3n a que se refiere el apartado anterior, supondr\u00e1 una obligaci\u00f3n de pago o un derecho de cobro, que ser\u00e1 distribuida por el operador del mercado entre todas las unidades de adquisici\u00f3n de los agentes del mercado ib\u00e9rico de la energ\u00eda el\u00e9ctrica, en proporci\u00f3n a la energ\u00eda programada para ese periodo en su programa horario final despu\u00e9s del mercado continuo.<\/p>\n

5.\u2003El coste o ingreso total asociado a la liquidaci\u00f3n en cada periodo horario por cada operador del sistema ser\u00e1 el resultado de computar la liquidaci\u00f3n del ajuste establecida en el apartado\u00a02 a todas las instalaciones a que hace referencia el art\u00edculo\u00a02.1 de su zona respectiva.<\/p>\n

6.\u2003Asimismo, el coste o ingreso asociado a la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste realizada por el operador del sistema en cada periodo horario a que se refiere el apartado anterior supondr\u00e1 una obligaci\u00f3n de pago o un derecho de cobro, que ser\u00e1n distribuidos por el operador del sistema entre todas las unidades de adquisici\u00f3n de los participantes del mercado ib\u00e9rico de la energ\u00eda el\u00e9ctrica de su zona respectiva, en proporci\u00f3n a su energ\u00eda medida en barras de central para ese periodo.<\/p>\n

Adicionalmente, el operador del sistema deber\u00e1 liquidar la diferencia entre la liquidaci\u00f3n del ajuste realizada por el operador del mercado y la que corresponder\u00eda si esa liquidaci\u00f3n se hubiera realizado en proporci\u00f3n a la medida en barras de central de las unidades de adquisici\u00f3n para ese periodo. A tal efecto, el operador del mercado trasladar\u00e1 al operador del sistema el valor horario del coste o ingreso total del ajuste distribuido a cada una de las unidades de adquisici\u00f3n a que hace referencia el apartado\u00a04.<\/p>\n

7.\u2003Como excepci\u00f3n a la regla general establecida en los apartados\u00a04 y\u00a06, quedar\u00e1n excluidas del pago del coste del ajuste las unidades de oferta de almacenamiento, tanto bater\u00edas como de consumo de bombeo, as\u00ed como las unidades de oferta de servicios auxiliares de generaci\u00f3n.<\/p>\n

Asimismo, quedar\u00e1n excluidas del pago del coste del ajuste la energ\u00eda asociada a las unidades de adquisici\u00f3n que cuente con determinados instrumentos de cobertura, seg\u00fan lo establecido en el art\u00edculo\u00a08. En todo caso, dicha exenci\u00f3n no resultar\u00e1 de aplicaci\u00f3n a la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste realizada por el operador del sistema a que hace referencia el p\u00e1rrafo primero del apartado anterior.<\/p>\n

8.\u2003El operador del mercado comunicar\u00e1 al operador del sistema espa\u00f1ol el importe horario del coste o ingreso total estimado asociado a la liquidaci\u00f3n del ajuste correspondiente al mercado diario y a la primera sesi\u00f3n del mercado intradiario antes de las\u00a019:00 horas CET del d\u00eda D, a los efectos de la inclusi\u00f3n en el PVPC de cada hora del d\u00eda D+1.<\/p>\n

El operador del sistema calcular\u00e1 el importe horario del coste o ingreso total estimado asociado a la liquidaci\u00f3n del ajuste correspondiente a las restricciones t\u00e9cnicas, antes de las\u00a019:00 horas CET del d\u00eda D, a los efectos de la inclusi\u00f3n en el PVPC de cada hora del d\u00eda D+1.<\/p>\n

9.\u2003El operador del mercado comunicar\u00e1 el importe horario total del ajuste liquidado a las unidades de adquisici\u00f3n al operador del sistema, a efectos de su consideraci\u00f3n en el precio final del mercado peninsular, as\u00ed como, en caso de ser necesario, de los servicios de ajuste y de balance.<\/p>\n

En todo caso, a efectos del precio PpeninD definido en el anexo I del Real Decreto\u00a0738\/2015, de\u00a031 de julio, por el que se regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares, se considerar\u00e1 el componente del mecanismo de ajuste incluido en el precio medio final diario del mercado peninsular de los comercializadores y consumidores directos publicado por el operador del sistema, por lo que, en su caso, en el c\u00e1lculo del precio PpeninD se descontar\u00e1 esta componente del mecanismo de ajuste, que incluye tanto la correspondiente a la liquidaci\u00f3n del operador del mercado como la de la liquidaci\u00f3n del operador del sistema.<\/p>\n

10.\u2003El operador del mercado publicar\u00e1 el resultado de la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste de acuerdo con lo establecido en el anexo I, o en su caso, en las Reglas de funcionamiento del mercado.<\/p>\n

11.\u2003El operador del sistema ser\u00e1 responsable de la publicaci\u00f3n de la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en horizonte diario y en tiempo real, as\u00ed como de los mercados de servicios de energ\u00eda de balance y de la diferencia de liquidaci\u00f3n a la que hace referencia el apartado\u00a06 de este art\u00edculo.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a08.\u2003Incorporaci\u00f3n progresiva del coste de ajuste para la energ\u00eda sujeta a instrumentos de cobertura.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003Los titulares de las unidades de adquisici\u00f3n podr\u00e1n resultar exentos del pago del coste del ajuste de conformidad con lo establecido en los apartados\u00a04 y\u00a06 del art\u00edculo\u00a07, por aquella parte de su energ\u00eda que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo, considerando lo establecido en el art\u00edculo\u00a07.7.<\/p>\n

En todo caso, solo aquellos instrumentos de cobertura a plazo firmados con anterioridad al\u00a026 de abril de\u00a02022 podr\u00e1n ser empleados como medio para que la energ\u00eda asociada a los mismos resulte exenta del pago del coste del ajuste de conformidad con lo establecido en este art\u00edculo. Los instrumentos de cobertura a plazo firmados con posterioridad a dicha fecha, as\u00ed como las renovaciones, revisiones de precio o pr\u00f3rrogas de los instrumentos de cobertura de fecha anterior al\u00a026 de abril de\u00a02022 que se produzcan con posterioridad a dicha fecha, no podr\u00e1n emplearse como medio para que la energ\u00eda asociada a los mismos pueda resultar exenta del pago del coste del ajuste.<\/p>\n

2.\u2003En el proceso de reparto del coste del ajuste entre la energ\u00eda de demanda a que hacen referencia los apartados\u00a04 y\u00a06 del art\u00edculo\u00a07 y considerando lo establecido en el art\u00edculo\u00a07.7, el operador del mercado y el operador del sistema no tendr\u00e1n en cuenta aquella parte de la energ\u00eda que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con el apartado anterior.<\/p>\n

3.\u2003Al objeto de declarar aquella parte de la energ\u00eda que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo, los agentes de mercado compradores dispondr\u00e1n de un plazo m\u00e1ximo de\u00a05 d\u00edas h\u00e1biles, a contar desde la entrada en vigor de este real decreto-ley, para presentar la informaci\u00f3n a que hace referencia los apartados siguientes ante el operador del mercado. No se admitir\u00e1 cualquier informaci\u00f3n presentada con posterioridad a dicho plazo, salvo cuando se trate de una subsanaci\u00f3n de conformidad con lo establecido en la disposici\u00f3n transitoria primera.<\/p>\n

En particular, el operador del mercado adaptar\u00e1 sus sistemas para incorporar el tratamiento de la energ\u00eda sujeta a instrumentos de cobertura en el reparto del coste del ajuste, en base a la informaci\u00f3n presentada por los agentes de mercado en las plantillas a que hace referencia el apartado\u00a04 supervisando \u00fanicamente los aspectos de naturaleza formal asociados a dicha remisi\u00f3n. Asimismo, el operador del mercado remitir\u00e1 a la autoridad reguladora nacional correspondiente el conjunto de informaci\u00f3n acreditativa correspondiente a los instrumentos de cobertura presentada por los agentes, a los efectos que se indican a continuaci\u00f3n.<\/p>\n

Por su parte, la autoridad reguladora llevar\u00e1 a cabo, en todo momento y durante la vigencia del mecanismo de ajuste establecido en este real decreto-ley, las funciones de comprobaci\u00f3n, an\u00e1lisis y supervisi\u00f3n de la informaci\u00f3n acreditativa correspondiente a dichos instrumentos de cobertura presentada por los agentes de mercado a que hacen referencia los apartados\u00a04, 5 y\u00a06. Para aquellos agentes de mercado que no declaren instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en este art\u00edculo, se entender\u00e1 que toda la energ\u00eda asociada a sus unidades de adquisici\u00f3n se encontrar\u00e1 sujeta al pago del ajuste en los t\u00e9rminos previsto en el art\u00edculo\u00a07.<\/p>\n

En relaci\u00f3n con la informaci\u00f3n incluida en los apartados\u00a05 y\u00a06, el operador del mercado remitir\u00e1 a la autoridad reguladora la informaci\u00f3n a la que hace referencia dichos apartados, seg\u00fan los criterios que esta determine.<\/p>\n

4.\u2003Los agentes de mercado compradores que opten por la declaraci\u00f3n de la energ\u00eda sujeta a instrumentos de cobertura a plazo ante el operador del mercado, deber\u00e1n presentar las plantillas correspondientes que incluyan un calendario de maduraci\u00f3n de las coberturas, de periodicidad mensual, y en el que se identifique, para cada pa\u00eds, la energ\u00eda asociada a su posici\u00f3n neta compradora que se beneficia de las coberturas declaradas en virtud de este art\u00edculo, durante el periodo de aplicaci\u00f3n de este mecanismo. Dicha energ\u00eda ser\u00e1 empleada por parte del operador del mercado y del operador del sistema en la determinaci\u00f3n de la energ\u00eda asociada a las unidades de adquisici\u00f3n que resultar\u00e1 exenta del pago. A fin de facilitar el tratamiento de dicha informaci\u00f3n, el operador del mercado establecer\u00e1 un formato electr\u00f3nico de env\u00edo de la misma, debiendo los agentes enviarla conforme al procedimiento operativo que se establezca.<\/p>\n

A efectos de la liquidaci\u00f3n de la diferencia entre la liquidaci\u00f3n del ajuste realizada por el operador del mercado y la que corresponder\u00eda si esa liquidaci\u00f3n se hubiera realizado en proporci\u00f3n a la medida en barras de central de las unidades de adquisici\u00f3n a la que hace referencia el p\u00e1rrafo segundo del art\u00edculo\u00a07.6, el operador del mercado comunicar\u00e1 al operador del sistema el valor horario de energ\u00eda de cada unidad de adquisici\u00f3n que no debe ser tenida en cuenta al encontrarse sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con el apartado\u00a01 y seg\u00fan lo previsto en el apartado\u00a09.<\/p>\n

La informaci\u00f3n anterior deber\u00e1 ir acompa\u00f1ada de una declaraci\u00f3n responsable, firmada por el consejero delegado o cargo de an\u00e1loga responsabilidad del agente de mercado, que incluya, al menos, el volumen de la energ\u00eda sujeta al instrumento de cobertura a plazo a precio fijo con liquidaci\u00f3n o entrega en el mes correspondiente, indicando la posici\u00f3n neta compradora registrada en cada c\u00e1mara de contrapartida central en las que se admita el registro de productos de cobertura con subyacente el precio de la electricidad espa\u00f1ol o portugu\u00e9s, con entrega f\u00edsica o con liquidaci\u00f3n financiera o, de no haber sido registrado en c\u00e1mara, comunicada al organismo correspondiente bajo la normativa REMIT o EMIR. Tanto la declaraci\u00f3n responsable como las plantillas a que hace referencia el p\u00e1rrafo anterior deber\u00e1n seguir los modelos aprobados en el anexo II de este real decreto-ley.<\/p>\n

Excepcionalmente, para el primer y segundo mes de aplicaci\u00f3n del mecanismo de ajuste, la periodicidad de maduraci\u00f3n de las coberturas a que hacen referencia los p\u00e1rrafos anteriores se remitir\u00e1 con periodicidad semanal y quincenal, respectivamente. La informaci\u00f3n correspondiente a dichos meses se remitir\u00e1 siguiendo los modelos de plantilla incluidos en el anexo II, realizando las adaptaciones necesarias para recoger el cambio de periodicidad antes referido.<\/p>\n

5.\u2003En el caso de los consumidores directos en mercado, la informaci\u00f3n a que hace referencia el apartado anterior deber\u00e1 ir acompa\u00f1ada de la documentaci\u00f3n acreditativa correspondiente a dichos instrumentos de cobertura. No se admitir\u00e1n aquellos instrumentos de cobertura a plazo, sean bilaterales o adquiridos en mercados organizados, que no se encuentren debidamente registrados en alguna de las c\u00e1maras de contrapartida central en las que se admita el registro de productos de cobertura con subyacente el precio de la electricidad espa\u00f1ol o portugu\u00e9s o, de no haber sido registrados en c\u00e1mara, que no se encuentren debidamente comunicados, antes de la entrada en vigor de este real decreto-ley, al organismo correspondiente bajo la normativa REMIT o EMIR.<\/p>\n

6.\u2003En el caso de los comercializadores de energ\u00eda el\u00e9ctrica, la informaci\u00f3n a que hace referencia el apartado\u00a04 deber\u00e1 ir acompa\u00f1ada de la documentaci\u00f3n acreditativa correspondiente a dichos instrumentos de cobertura.<\/p>\n

A tal fin, los comercializadores de energ\u00eda el\u00e9ctrica deber\u00e1n presentar los instrumentos de cobertura que hayan suscrito tanto de forma bilateral como a trav\u00e9s de productos estandarizados en mercados organizados, siempre que estos se encuentren debidamente registrados en alguna de las c\u00e1maras de contrapartida central en las que se admita el registro de productos de cobertura con subyacente el precio de la electricidad espa\u00f1ol o portugu\u00e9s o, de no haber sido registrados en c\u00e1mara, que hayan sido comunicados, antes de la entrada en vigor de este real decreto-ley, al organismo correspondiente bajo la normativa REMIT o EMIR. En caso de que la posici\u00f3n neta compradora haya sido suscrita por una empresa distinta del titular de las unidades de adquisici\u00f3n que pertenezcan a un mismo grupo empresarial, dicha circunstancia deber\u00e1 de quedar debidamente justificada al objeto de que la energ\u00eda asociada a dichos instrumentos de cobertura pueda quedar efectivamente exenta.<\/p>\n

Alternativamente, cuando la energ\u00eda sujeta a instrumentos de cobertura a plazo sea bilateralizada, entre empresas de generaci\u00f3n y comercializaci\u00f3n pertenecientes a un mismo grupo verticalmente integrado, las comercializadoras de energ\u00eda el\u00e9ctrica podr\u00e1n presentar la energ\u00eda asociada a los contratos de suministro celebrados o prorrogados con los consumidores finales en Espa\u00f1a o en Portugal con precio fijo con anterioridad al\u00a026 de abril de\u00a02022 en tanto no se renueven ni se prorroguen ni sus precios se vean modificados antes de la fecha de finalizaci\u00f3n del contrato o de la pr\u00f3rroga, y que permitan justificar la existencia de precios fijos de suministro asociados al coste de la energ\u00eda a sus consumidores finales como medio para declarar la exenci\u00f3n de la energ\u00eda asociada a dichos contratos en el c\u00e1lculo del reparto del coste del ajuste de conformidad con el art\u00edculo\u00a07.4 durante el periodo de vigencia de este mecanismo de ajuste. La estimaci\u00f3n de energ\u00eda asociada a todos estos contratos deber\u00e1 realizarse teniendo en cuenta hist\u00f3ricos de consumo que puedan acreditarse o informaci\u00f3n sobre consumidores tipo publicada por la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia recientemente. Los comercializadores deber\u00e1n proporcionar el listado de puntos de suministro que acredite la exenci\u00f3n de la energ\u00eda asociada a dichos contratos, la fecha de finalizaci\u00f3n del contrato o pr\u00f3rroga, la energ\u00eda prevista y los criterios utilizados para su estimaci\u00f3n. De acuerdo con las plantillas recogidas en el anexo II, deber\u00e1 reportarse la energ\u00eda asociada a dicha cartera de contratos de suministro, los restantes contratos de suministro en los que exista indexaci\u00f3n al mercado mayorista al contado de electricidad, as\u00ed como el resto de contratos que completen la cartera del comercializador durante el calendario indicado en el apartado\u00a04 de este art\u00edculo.<\/p>\n

Cuando los contratos de suministro a precio fijo a los que se refieren los p\u00e1rrafos anteriores incorporen una indexaci\u00f3n parcial a los precios del mercado peninsular mayorista al contado de electricidad, resultar\u00e1 excluida \u00fanicamente la energ\u00eda equivalente de la parte del contrato no indexada.<\/p>\n

7.\u2003Cuando se trate de representantes en nombre propio que act\u00faen como agentes de mercado, corresponder\u00e1 a \u00e9stos la presentaci\u00f3n, en su caso, de los instrumentos de cobertura a plazo a que se refiere este art\u00edculo correspondientes a s\u00ed mismos y a sus representados, agregando toda la informaci\u00f3n de los vol\u00famenes de energ\u00eda cubiertos en un \u00fanico documento, por pa\u00eds, de conformidad con las plantillas incluidas en el anexo II, y manteniendo la desagregaci\u00f3n de los contratos de cobertura entre sus unidades de adquisici\u00f3n conforme a lo previsto en el apartado\u00a09.<\/p>\n

8.\u2003Cuando se trate de representantes en nombre ajeno, que act\u00faen como agentes de mercado, corresponder\u00e1 a los agentes representados la presentaci\u00f3n, en su caso, de los instrumentos de cobertura a plazo a que se refiere este art\u00edculo, distribuy\u00e9ndose los vol\u00famenes de energ\u00eda cubiertos de cada agente representado entre las unidades de adquisici\u00f3n asociadas a dicho agente conforme a lo previsto en el apartado siguiente.<\/p>\n

9.\u2003Al objeto de distribuir los vol\u00famenes de energ\u00eda declarados por los agentes de mercado de conformidad con lo establecido en los apartados anteriores entre las unidades de adquisici\u00f3n asociados a dichos agentes, el operador del mercado, de manera diferenciada en cada pa\u00eds, aplicar\u00e1 las siguientes reglas:<\/p>\n

a)\u2003Para cada mes de aplicaci\u00f3n del mecanismo de ajuste previsto en este real decreto-ley, los vol\u00famenes de energ\u00eda correctamente declarados por los agentes de mercado se desagregar\u00e1n entre todas las horas del mes de manera lineal, truncando la cifra resultante a MWh con un decimal.<\/p>\n

b)\u2003La energ\u00eda resultante de la desagregaci\u00f3n correspondiente al p\u00e1rrafo anterior, ser\u00e1 tenida en cuenta en el proceso de reparto del coste del ajuste, rest\u00e1ndola a la energ\u00eda programada correspondiente a la unidad de adquisici\u00f3n del agente de mercado para cada hora, hasta alcanzar un valor nulo, al objeto de llevar a cabo el reparto del coste del ajuste de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a07.<\/p>\n

c)\u2003En caso de que un mismo agente de mercado cuente con varias unidades de adquisici\u00f3n, la energ\u00eda resultante del apartado a) ser\u00e1 distribuida cada hora entre las unidades de adquisici\u00f3n proporcionalmente al volumen de energ\u00eda asociado a cada unidad de adquisici\u00f3n, truncando la cifra resultante a MWh con un decimal. Una vez se haya llevado a cabo dicha desagregaci\u00f3n, la energ\u00eda resultante se aplicar\u00e1 sobre cada unidad de adquisici\u00f3n en los mismos t\u00e9rminos del apartado b).<\/p>\n

El reparto lineal de la energ\u00eda sujeta a instrumentos de cobertura a plazo se llevar\u00e1 a cabo con independencia de la modalidad de coberturas a plazo declaradas por los agentes de mercado.<\/p>\n

La desagregaci\u00f3n horaria de la energ\u00eda exente obtenida conforme a las anteriores reglas ser\u00e1 remitida por el operador del mercado al operador del sistema para la liquidaci\u00f3n del ajuste a que hace referencia el art\u00edculo\u00a07.6.<\/p>\n

Igualmente, en el caso de que la energ\u00eda exenta a que hace referencia el p\u00e1rrafo b) sea superior a la energ\u00eda medida en barras de central en esa hora, se considerar\u00e1 un valor nulo de energ\u00eda a efectos del c\u00e1lculo del reparto del coste del ajuste que realiza el operador del sistema en proporci\u00f3n a la medida para obtener la diferencia a la que se refiere el p\u00e1rrafo segundo del art\u00edculo\u00a07.6.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a09.\u2003Formaci\u00f3n de precios de las unidades de adquisici\u00f3n.<\/strong><\/p>\n

El operador del mercado definir\u00e1 el precio aplicable a las unidades de adquisici\u00f3n.<\/p>\n

As\u00ed, el precio de adquisici\u00f3n ser\u00e1 para cada periodo de programaci\u00f3n la suma del precio expresado en \u20ac\/MWh resultante de la casaci\u00f3n de conformidad con el art\u00edculo\u00a05, m\u00e1s la parte proporcional que corresponda del ajuste a los consumidores definidos en el art\u00edculo\u00a07.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a010.\u2003Prestaci\u00f3n de garant\u00edas.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003El operador del mercado requerir\u00e1 a los agentes titulares de unidades de adquisici\u00f3n la formalizaci\u00f3n de garant\u00edas para dar cobertura a las obligaciones econ\u00f3micas que se puedan derivar de la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste. La falta de aportaci\u00f3n de dichas garant\u00edas impedir\u00e1 la participaci\u00f3n de estas unidades en los diferentes mercados de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/p>\n

2.\u2003Las garant\u00edas se cuantificar\u00e1n valorando la energ\u00eda m\u00e1xima diaria de compra de las unidades de oferta de adquisici\u00f3n de dichos titulares, que no se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a08, al Precio de Riesgo de Ajuste (PRAJ), tal y como se define a continuaci\u00f3n:<\/p>\n

Siendo:<\/p>\n

GAJ: garant\u00edas requeridas a los titulares de unidades de adquisici\u00f3n para cubrir el coste correspondiente al mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/p>\n

Pmax(ua): potencia m\u00e1xima de la unidad ua.<\/p>\n

p: N\u00famero de periodos de programaci\u00f3n del d\u00eda. Siendo p igual a\u00a024 en programaci\u00f3n horario.<\/p>\n

r: resoluci\u00f3n del periodo, tomando el valor\u00a01 en resoluci\u00f3n horaria.<\/p>\n

n: n\u00famero de d\u00edas a cubrir por dichos requerimientos. Siendo n igual a\u00a02.<\/p>\n

PRAJ: Precio de riesgo de ajuste, expresado en \u20ac\/MWh.<\/p>\n

EEXA(z,d): energ\u00eda diaria exenta del pago del ajuste declarada por el agente titular en la zona de precio z en el d\u00eda de c\u00e1lculo d, seg\u00fan se establece en el art\u00edculo\u00a08, expresada en MWh.<\/p>\n

El importe del requerimiento de garant\u00edas calculado con la f\u00f3rmula anterior, se incrementar\u00e1 con los impuestos y cuotas aplicables que correspondan en cada caso.<\/p>\n

3.\u2003El precio de riesgo de ajuste (PRAJ) se calcular\u00e1 y publicar\u00e1 por el operador del mercado, quien lo actualizar\u00e1 peri\u00f3dicamente considerando el valor de la cuant\u00eda unitaria diaria del ajuste, as\u00ed como la m\u00e1xima energ\u00eda con derecho a percibir ajuste de las instalaciones definidas en el art\u00edculo\u00a02.1.<\/p>\n

4.\u2003La metodolog\u00eda de c\u00e1lculo de los requerimientos de garant\u00edas se podr\u00e1 modificar mediante las reglas de funcionamiento del mercado.<\/p>\n

5.\u2003El operador del sistema requerir\u00e1 a los titulares de unidades de adquisici\u00f3n la formalizaci\u00f3n de las garant\u00edas necesarias para dar cobertura a las obligaciones econ\u00f3micas que se puedan derivar de la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste que realicen con los mecanismos establecidos a tal efecto en el P.O. 14.3 Garant\u00edas de pago.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a011.\u2003R\u00e9gimen aplicable en caso de incumplimientos.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003En caso de incumplimiento de la obligaci\u00f3n de pago de la liquidaci\u00f3n correspondiente al reparto del ajuste que realice el operador del mercado, \u00e9ste proceder\u00e1 a ejecutar las garant\u00edas del titular de la unidad de adquisici\u00f3n correspondiente. Si las garant\u00edas constituidas no fueran suficientes, el operador del mercado prorratear\u00e1 la cantidad adeudada entre los titulares de instalaciones de producci\u00f3n objeto del mecanismo de ajuste en proporci\u00f3n al importe del ajuste en el mismo horizonte de liquidaci\u00f3n.<\/p>\n

2.\u2003La cantidad adeudada devengar\u00e1 intereses por los d\u00edas de demora a cargo del agente moroso en los mismos t\u00e9rminos recogidos por las reglas del mercado diario e intradiario.<\/p>\n

3.\u2003El operador del mercado suspender\u00e1 de participaci\u00f3n a aquellos titulares de unidades de adquisici\u00f3n que incumplan la obligaci\u00f3n de pago, as\u00ed como aquellos que no aporten o mantengan las garant\u00edas de pago requeridas. La suspensi\u00f3n acordada por el operador del mercado con base en estos incumplimientos, ser\u00e1 comunicada al operador del sistema para que proceda a suspender la participaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n correspondientes a partir de la recepci\u00f3n de la comunicaci\u00f3n.<\/p>\n

Asimismo, en el \u00e1mbito espa\u00f1ol, el operador del sistema suspender\u00e1 de participaci\u00f3n a aquellos titulares de unidades de adquisici\u00f3n que incumplan su obligaci\u00f3n de pago de la liquidaci\u00f3n del operador del sistema.<\/p>\n

En el \u00e1mbito espa\u00f1ol, la suspensi\u00f3n de un comercializador supondr\u00e1 el traspaso autom\u00e1tico provisional de sus clientes al comercializador de referencia, de conformidad con los criterios establecidos en el art\u00edculo\u00a04 del Real Decreto\u00a0216\/2014, de\u00a028 de marzo, por el que se establece la metodolog\u00eda de c\u00e1lculo de los precios voluntarios para el peque\u00f1o consumidor de energ\u00eda el\u00e9ctrica y su r\u00e9gimen jur\u00eddico de contrataci\u00f3n, en tanto se resuelve sobre su inhabilitaci\u00f3n.<\/p>\n

4.\u2003Igualmente, el operador del mercado comunicar\u00e1 a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas y a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia cualquier incumplimiento de los rese\u00f1ados en el apartado anterior, as\u00ed como tambi\u00e9n el incumplimiento de la obligaci\u00f3n de darse de alta como agente prevista en el art\u00edculo\u00a04.4.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a012.\u2003Supervisi\u00f3n del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica en lo relativo a Espa\u00f1a.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003El operador del mercado y el operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, en el \u00e1mbito de sus respectivas funciones y en relaci\u00f3n a los agentes espa\u00f1oles participantes en los mercados, comunicar\u00e1n a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia cualquier actuaci\u00f3n de los agentes de mercado contraria al correcto funcionamiento del esquema de fijaci\u00f3n de precio en el mercado diario ib\u00e9rico regulado en el art\u00edculo\u00a05, as\u00ed como al correcto funcionamiento del mecanismo de ajuste establecido en el art\u00edculo\u00a07, al objeto de valorar si dicha actuaci\u00f3n puede ser constitutiva de infracci\u00f3n sancionable por el organismo correspondiente.<\/p>\n

2.\u2003La manipulaci\u00f3n, alteraci\u00f3n o desviaci\u00f3n injustificada de las ofertas de venta presentadas por los sujetos espa\u00f1oles a que hace referencia el art\u00edculo\u00a02.1, que internalicen un precio de referencia de gas natural distinto del establecido en el art\u00edculo\u00a03, tendr\u00e1 la consideraci\u00f3n de infracci\u00f3n muy grave, de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a064 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.<\/p>\n

3.\u2003Asimismo, la manipulaci\u00f3n, alteraci\u00f3n o desviaci\u00f3n injustificada de las ofertas de compra presentadas por las unidades de adquisici\u00f3n espa\u00f1olas, tendr\u00e1 la consideraci\u00f3n de infracci\u00f3n muy grave, de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a064 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.<\/p>\n

En particular, tendr\u00e1 la consideraci\u00f3n de infracci\u00f3n muy grave la falta de programaci\u00f3n por parte de los agentes de mercado correspondientes a sus unidades de adquisici\u00f3n con el objetivo de evitar el coste de la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste entre todas las unidades de compra realizada de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a07.4. Dicha instrucci\u00f3n sancionadora se realizar\u00e1 sin perjuicio de la eventual suspensi\u00f3n de la participaci\u00f3n en el mercado seg\u00fan lo dispuesto en el art\u00edculo\u00a011.3.<\/p>\n

4.\u2003La desviaci\u00f3n injustificada de las ofertas de venta presentadas por los sujetos a que hace referencia el art\u00edculo\u00a02.1 a los servicios de ajuste y de balance, tendr\u00e1 la consideraci\u00f3n de infracci\u00f3n muy grave, de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a064 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.<\/p>\n

5.\u2003La inexactitud o falsedad en cualquiera de los datos aportados en previsi\u00f3n de lo dispuesto en los art\u00edculos\u00a04 y\u00a08, tendr\u00e1 la consideraci\u00f3n de infracci\u00f3n muy grave, de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a064 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico. A estos efectos el operador del mercado y el operador del sistema remitir\u00e1n a la autoridad reguladora cualquier incidencia detectada sobre la informaci\u00f3n de las coberturas remitida por los sujetos, en virtud de dichos art\u00edculos.<\/p>\n

Adicionalmente, la incoaci\u00f3n del procedimiento sancionador realizado en virtud de lo establecido en este apartado podr\u00e1 incluir como medida provisional la p\u00e9rdida de la condici\u00f3n de agente de mercado.<\/p>\n

6.\u2003Las labores de supervisi\u00f3n incluidas en este art\u00edculo se realizar\u00e1n conforme a lo establecido en el Reglamento\u00a0(UE) n.\u00ba\u00a01227\/2011\u00a0del Parlamento Europeo y del Consejo, de\u00a025 de octubre de\u00a02011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energ\u00eda.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a013.\u2003Precio final del mercado peninsular y de los territorios no peninsulares.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003El coste del ajuste establecido en el art\u00edculo\u00a07 ser\u00e1 un componente del precio final horario del mercado peninsular, a los efectos establecidos en la disposici\u00f3n adicional sexta del Real Decreto\u00a0216\/2014, de\u00a028 de marzo, por el que se establece la metodolog\u00eda de c\u00e1lculo de los precios voluntarios para el peque\u00f1o consumidor de energ\u00eda el\u00e9ctrica y su r\u00e9gimen jur\u00eddico de contrataci\u00f3n.<\/p>\n

2.\u2003A efectos de lo dispuesto en el apartado\u00a01 del anexo I del Real Decreto\u00a0738\/2015, de\u00a031 de julio, y de acuerdo a lo recogido en el art\u00edculo\u00a07.9, el coste del ajuste establecido en el art\u00edculo\u00a07 se descontar\u00e1 del valor del precio medio final diario del mercado peninsular para el c\u00e1lculo del precio PpeninD, a los efectos de la liquidaci\u00f3n del despacho a las comercializadoras, los consumidores directos, los generadores para su consumo de servicios auxiliares y, en su caso, a los representantes.<\/p>\n

3.\u2003Sin perjuicio de lo anterior, a efectos de lo dispuesto en la disposici\u00f3n transitoria octava del Real Decreto\u00a0738\/2015, de\u00a031 de julio, para el c\u00e1lculo del precio de los comercializadores de referencia en territorios no peninsulares, no se descontar\u00e1 del precio horario final peninsular de adquisici\u00f3n de energ\u00eda de los comercializadores de referencia que adquieren su energ\u00eda en el mercado de producci\u00f3n peninsular el coste del mecanismo de ajuste.<\/p>\n

4.\u2003A efectos de lo dispuesto en el apartado\u00a01.a) del art\u00edculo\u00a072 del Real Decreto\u00a0738\/2015, de\u00a031 de julio, por el que se regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares, el coste del ajuste establecido en el art\u00edculo\u00a07 no se descontar\u00e1 del total de los ingresos obtenidos en el despacho procedentes de la demanda.<\/p>\n

Art\u00edculo\u00a014.\u2003Uso de las rentas de congesti\u00f3n para el pago del coste total del mecanismo de ajuste.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003Excepcionalmente, mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, el valor adicional de las rentas de congesti\u00f3n netas obtenidas en las subastas mensuales de asignaci\u00f3n de capacidad en la interconexi\u00f3n con Francia ser\u00e1 empleado para minorar el coste total del ajuste calculado con arreglo a lo establecido en el art\u00edculo\u00a07.4.<\/p>\n

Para ello, se descontar\u00e1n de las rentas brutas mensuales en la interconexi\u00f3n con Francia los costes de los usos actuales en concepto de costes asociados a garantizar la firmeza de los programas, compensaciones por reducciones de derechos de transmisi\u00f3n de largo plazo en la interconexi\u00f3n con Francia, reventas de los productos anuales en la subasta mensual, descuadres en el mercado intradiario continuo, costes de financiaci\u00f3n de acoplamiento del mercado diario e intradiario, costes de financiaci\u00f3n de la plataforma de subastas de derechos de transmisi\u00f3n de largo plazo y de la plataforma de reservas de sustituci\u00f3n asociados a la interconexi\u00f3n y retribuci\u00f3n de las inversiones de elementos transfronterizos.<\/p>\n

Se considerar\u00e1n rentas adicionales el exceso que represente el valor de las rentas netas procedentes de las subastas mensuales de asignaci\u00f3n de capacidad en frontera con Francia en cada mes con respecto el mismo mes del a\u00f1o anterior. El operador del sistema espa\u00f1ol podr\u00e1 realizar las regularizaciones que resulten necesarias para calcular este valor.<\/p>\n

Asimismo, el operador del sistema ser\u00e1 responsable de calcular las rentas de congesti\u00f3n adicionales de conformidad con lo establecido en los p\u00e1rrafos anteriores.<\/p>\n

2.\u2003A tal efecto, el operador del mercado distribuir\u00e1 los ingresos correspondientes a las rentas de congesti\u00f3n adicionales procedentes de las subastas mensuales de asignaci\u00f3n de capacidad en frontera con Francia que se celebren con posterioridad a la entrada en vigor del mecanismo de ajuste, prorrate\u00e1ndolos entre todas las horas del mes natural siguiente al de ingreso de dichas rentas de congesti\u00f3n netas adicionales por parte del operador del sistema a la cuenta espec\u00edfica que a tal fin designe el operador del mercado siempre que dicho ingreso se realice\u00a03 d\u00edas h\u00e1biles antes del inicio del mes natural siguiente, en caso contrario dicho importe se considerar\u00e1 en la liquidaci\u00f3n del siguiente mes.<\/p>\n

Por su parte, el operador del sistema trasladar\u00e1 al operador del mercado dichos ingresos en el plazo m\u00e1ximo de quince d\u00edas h\u00e1biles siguientes al de ingreso de dichas rentas de congesti\u00f3n por parte de la autoridad europea designada para la celebraci\u00f3n centralizada de dichas subastas expl\u00edcitas de capacidad en frontera.<\/p>\n

3.\u2003Las rentas de congesti\u00f3n para cada periodo de programaci\u00f3n de horizonte diario en la frontera con Francia correspondientes al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, descontados los costes en concepto de remuneraciones de derechos de transmisi\u00f3n de largo plazo y como m\u00e1ximo hasta el valor econ\u00f3mico de las rentas de congesti\u00f3n de cada per\u00edodo de programaci\u00f3n generadas en el horizonte diario, ser\u00e1n empleadas en su totalidad por el operador del mercado para minorar el coste total del ajuste, con la misma periodicidad diaria con la que se realiza el proceso de liquidaci\u00f3n de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a07.4.<\/p>\n

A estos efectos, el operador del sistema espa\u00f1ol comunicar\u00e1 al operador del mercado diariamente, antes de las\u00a014:00 horas, los costes horarios asociados a las remuneraciones de derechos de transmisi\u00f3n de largo plazo correspondientes al d\u00eda siguiente.<\/p>\n

Disposici\u00f3n adicional primera.\u2003Retribuci\u00f3n de los servicios prestados por el operador del mercado y el operador del sistema.<\/strong><\/p>\n

Los servicios que preste el operador del mercado y el operador del sistema para la aplicaci\u00f3n del mecanismo de ajuste regulado en el presente real decreto-ley, ser\u00e1n tenidos en consideraci\u00f3n a los efectos de lo dispuesto en la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.<\/p>\n

Disposici\u00f3n adicional segunda.\u2003Cl\u00e1usula de suspensi\u00f3n del mecanismo de ajuste de costes de producci\u00f3n para la reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista.<\/strong><\/p>\n

Mediante Acuerdo del Consejo de Ministros y con la conformidad previa del Gobierno portugu\u00e9s, se podr\u00e1 suspender temporal o definitivamente la aplicaci\u00f3n del mecanismo regulado en este real decreto-ley, cuando as\u00ed se justifique por circunstancias excepcionales del mercado o por razones de inter\u00e9s general.<\/p>\n

Disposici\u00f3n adicional tercera.\u2003Suspensi\u00f3n de la aplicaci\u00f3n del ajuste a las centrales de carb\u00f3n.<\/strong><\/p>\n

En el caso de que el importe del ajuste al que hace referencia el art\u00edculo\u00a03, medido en \u20ac\/MWh, sea superior a la diferencia entre el coste producci\u00f3n de las centrales de carb\u00f3n, incluyendo el valor del combustible y el precio de los derechos de emisi\u00f3n del CO2<\/sub>\u00a0de acuerdo con las cotizaciones internacionales, y el coste del coste de producci\u00f3n de las centrales infra marginales, por Acuerdo de Consejo de Ministros se podr\u00e1, suspender la aplicaci\u00f3n de este ajuste a las centrales de carb\u00f3n a las que se refiere la letra b) del apartado\u00a01 del art\u00edculo\u00a02.<\/p>\n

Disposici\u00f3n adicional cuarta.\u2003Plantas de regasificaci\u00f3n ubicadas en el archipi\u00e9lago canario.<\/strong><\/p>\n

Lo dispuesto en el apartado\u00a03 del art\u00edculo\u00a055 de la Ley\u00a034\/1998, de\u00a07 de octubre, del sector de hidrocarburos, en la redacci\u00f3n dada por la disposici\u00f3n final cuarta del Real decreto-ley\u00a06\/2022, de\u00a029 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias econ\u00f3micas y sociales de la guerra en Ucrania, se aplicar\u00e1 conforme a los objetivos y fines en materia de transici\u00f3n energ\u00e9tica que establezcan, para Canarias, la Administraci\u00f3n General del Estado y la administraci\u00f3n de la Comunidad Aut\u00f3noma de Canarias, en el \u00e1mbito de sus respectivas competencias.<\/p>\n

Disposici\u00f3n adicional quinta.\u2003Fomento de la liquidez de los mercados a plazo y protecci\u00f3n de los consumidores acogidos al precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003Con el objeto de reducir la volatilidad del precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor e incrementar la protecci\u00f3n de los consumidores acogidos a esta modalidad de contrataci\u00f3n, el Gobierno, antes del\u00a01 de octubre de\u00a02022, realizar\u00e1 las modificaciones necesarias en el Real Decreto\u00a0216\/2014, de\u00a028 de marzo, por el que se establece la metodolog\u00eda de c\u00e1lculo de los precios voluntarios para el peque\u00f1o consumidor de energ\u00eda el\u00e9ctrica y su r\u00e9gimen jur\u00eddico de contrataci\u00f3n, para introducir una referencia a los precios de los mercados a plazo, incorporando en la formulaci\u00f3n de c\u00e1lculo del precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor una componente de precio basada en una cesta de productos a plazo y del mercado diario e intradiario.<\/p>\n

La cesta de productos incluir\u00e1 productos de mercados a plazo, entre ellos, podr\u00e1n utilizarse futuros anuales, futuros trimestrales y futuros mensuales, e incluir\u00e1 una componente de precio del mercado diario e intradiario que garantice una cierta exposici\u00f3n de estos consumidores a la se\u00f1al de precio de corto plazo e incentive la eficiencia energ\u00e9tica, el almacenamiento y la gesti\u00f3n de la demanda.<\/p>\n

Reglamentariamente se establecer\u00e1n los coeficientes de ponderaci\u00f3n de cada uno de los productos de la cesta que se considerar\u00e1n en el c\u00e1lculo del precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor.<\/p>\n

2.\u2003Con el objeto de fomentar la liquidez en los mercados a plazo y satisfacer la demanda de energ\u00eda que generar\u00e1 el precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor, reglamentariamente se adaptar\u00e1 el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, regulado en el art\u00edculo\u00a022 del Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio, que ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n para la energ\u00eda generada en el a\u00f1o\u00a02023 y posteriores, de forma que en dicho mecanismo se incorporen, al precio medio anual del mercado diario e intradiario, referencias a productos de mercados a plazo, entre ellos, podr\u00e1n utilizarse futuros anuales, futuros trimestrales y futuros mensuales.<\/p>\n

Reglamentariamente se establecer\u00e1n, para cada a\u00f1o del semiperiodo regulatorio, los coeficientes de ponderaci\u00f3n de cada uno de los productos que se considerar\u00e1n en el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, de forma que sean coherentes con los coeficientes de ponderaci\u00f3n utilizados en el c\u00e1lculo del precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor.<\/p>\n

3.\u2003La modificaci\u00f3n de la metodolog\u00eda de c\u00e1lculo del precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor de energ\u00eda el\u00e9ctrica podr\u00e1 incorporar el t\u00e9rmino correspondiente a las subastas de energ\u00eda inframarginal a que hace referencia el art\u00edculo\u00a03 del Real Decreto-ley\u00a017\/2021, de\u00a014 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, en caso de que se habilite la participaci\u00f3n de las comercializadoras de referencia en dichas subastas de conformidad con lo previsto en el apartado\u00a09 de dicho art\u00edculo.<\/p>\n

Disposici\u00f3n adicional sexta.\u2003Beneficios fiscales aplicables al \u00abSouth Summit\u00bb.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003La celebraci\u00f3n del \u00abSouth Summit\u00a02022-2024\u00bb tendr\u00e1 la consideraci\u00f3n de acontecimiento de excepcional inter\u00e9s p\u00fablico a efectos de lo dispuesto en el art\u00edculo\u00a027 de la Ley\u00a049\/2002, de\u00a023 de diciembre, de r\u00e9gimen fiscal de las entidades sin fines lucrativos y de los incentivos fiscales al mecenazgo.<\/p>\n

2.\u2003La duraci\u00f3n del programa de apoyo a este acontecimiento abarcar\u00e1 desde la entrada en vigor de este real decreto-ley al\u00a031 de diciembre de\u00a02024.<\/p>\n

3.\u2003La certificaci\u00f3n de la adecuaci\u00f3n de los gastos realizados a los objetivos y planes del programa se efectuar\u00e1 en conformidad con lo dispuesto en la citada Ley\u00a049\/2002, de\u00a023 de diciembre.<\/p>\n

4.\u2003Las actuaciones a realizar ser\u00e1n las que aseguren el adecuado desarrollo del acontecimiento. El desarrollo y concreci\u00f3n en planes y programas de actividades espec\u00edficas se realizar\u00e1 por el \u00f3rgano competente en conformidad con lo dispuesto en la Ley\u00a049\/2002, de\u00a023 de diciembre.<\/p>\n

5.\u2003Los beneficios fiscales de este programa ser\u00e1n los m\u00e1ximos establecidos en el art\u00edculo\u00a027.3 de la Ley\u00a049\/2002, de\u00a023 de diciembre.<\/p>\n

Disposici\u00f3n transitoria primera.\u2003Adaptaci\u00f3n de los sistemas del operador del mercado y del operador del sistema e inicio del mecanismo de ajuste.<\/strong><\/p>\n

Transcurridos los cinco d\u00edas h\u00e1biles a los que hace referencia el art\u00edculo\u00a07.3, el operador del mercado y el operador del sistema contar\u00e1n con un plazo m\u00e1ximo de siete d\u00edas h\u00e1biles adicionales para adaptar los sistemas a lo dispuesto en este real decreto-ley, incluyendo la informaci\u00f3n correspondiente a los instrumentos de cobertura que permitan llevar a cabo la liquidaci\u00f3n diaria del ajuste de conformidad con lo previsto en el art\u00edculo\u00a07.<\/p>\n

El operador del mercado podr\u00e1 requerir a los sujetos que subsanen los errores formales detectados en su caso antes de la fecha de inicio del mecanismo de ajuste, comunic\u00e1ndoselo a los agentes de mercado, sin perjuicio de lo previsto en el art\u00edculo\u00a012.5. Los sujetos contar\u00e1n con un plazo m\u00e1ximo de dos d\u00edas h\u00e1biles para llevar a cabo la subsanaci\u00f3n correspondiente. En caso de que esta no se produzca, o siga incorporando errores detectados por el operador del mercado, no se tendr\u00e1 en cuenta la energ\u00eda asociada a dichas coberturas en el c\u00e1lculo del coste del ajuste de conformidad con los art\u00edculos\u00a07 y\u00a08.<\/p>\n

Una vez adaptados dichos sistemas en el plazo m\u00e1ximo establecido en el p\u00e1rrafo anterior, el operador del mercado publicar\u00e1 en su p\u00e1gina web la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley. A partir de dicha fecha, las instalaciones a que hace referencia el art\u00edculo\u00a02.1 y hayan cumplido los requerimientos establecidos en el art\u00edculo\u00a04 comenzar\u00e1n a internalizar el valor unitario de la compensaci\u00f3n, de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a05.2.<\/p>\n

Disposici\u00f3n transitoria segunda.\u2003Adaptaci\u00f3n de las Reglas de funcionamiento del mercado.<\/strong><\/p>\n

En tanto se adapten, en su caso, las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energ\u00eda el\u00e9ctrica por parte de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, resultar\u00e1 de aplicaci\u00f3n lo establecido en el anexo I.<\/p>\n

Disposici\u00f3n transitoria tercera.\u2003Inclusi\u00f3n del t\u00e9rmino de la liquidaci\u00f3n del ajuste en la metodolog\u00eda de c\u00e1lculo de los precios voluntarios para el peque\u00f1o consumidor de energ\u00eda el\u00e9ctrica y su r\u00e9gimen jur\u00eddico de contrataci\u00f3n.<\/strong><\/p>\n

1.\u2003Excepcionalmente, mientras resulte de aplicaci\u00f3n el mecanismo de ajuste del costes de producci\u00f3n para la reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista regulado en este real decreto-ley, el valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro en el periodo tarifario p, OCh, regulado en el art\u00edculo\u00a012 del Real Decreto\u00a0216\/2014, de\u00a028 de marzo, por el que se establece la metodolog\u00eda de c\u00e1lculo de los precios voluntarios para el peque\u00f1o consumidor de energ\u00eda el\u00e9ctrica y su r\u00e9gimen jur\u00eddico de contrataci\u00f3n, incorporar\u00e1, adicionalmente a los t\u00e9rminos incluidos en dicha disposici\u00f3n normativa, un valor EDCGASh, correspondiente con la cuant\u00eda relativa al pago o cobro de los comercializadores por la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste de costes de producci\u00f3n para la reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista.<\/p>\n

Este precio ser\u00e1 calculado por el operador del sistema y publicado el d\u00eda anterior al del suministro, para cada una de las\u00a024 horas del d\u00eda siguiente; a estos efectos el operador del mercado comunicar\u00e1 al operador del sistema el importe horario del excedente o d\u00e9ficit econ\u00f3mico resultante de liquidar el mecanismo de ajuste en el mercado diario y de la primera sesi\u00f3n del mercado intradiario. El operador del sistema calcular\u00e1 esta componente incluyendo el coste de este mecanismo de ajuste conocido el d\u00eda D-1.<\/p>\n

2.\u2003Asimismo, el valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro en el periodo tarifario p, OCh, establecido en el apartado anterior, se tendr\u00e1 en cuenta a efectos de lo dispuesto en el apartado\u00a01 la disposici\u00f3n final cuarta del Real Decreto\u00a0738\/2015, de\u00a031 de julio, por el que se regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares.<\/p>\n

Disposici\u00f3n transitoria cuarta.\u2003Aplicaci\u00f3n transitoria de los Valores a aplicar para la financiaci\u00f3n del bono social y coste de suministro de los consumidores a que hace referencia los p\u00e1rrafos j) y k) del art\u00edculo\u00a052.4 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre.<\/strong><\/p>\n

Con efectos desde la entrada en vigor del Real Decreto-ley\u00a06\/2022, de\u00a029 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias econ\u00f3micas y sociales de la guerra en Ucrania, el valor unitario correspondiente a los sujetos obligados que desarrollan la actividad de comercializaci\u00f3n, en \u20ac\/cliente, establecido en el apartado d) de la disposici\u00f3n transitoria sexta del Real Decreto-ley\u00a06\/2022, de\u00a029 de marzo, debe entenderse realizado en \u20ac\/CUPS, seg\u00fan lo previsto en el apartado\u00a04 del art\u00edculo\u00a014 bis del Real Decreto\u00a0897\/2017, de\u00a06 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protecci\u00f3n para los consumidores dom\u00e9sticos de energ\u00eda el\u00e9ctrica, en su nueva redacci\u00f3n dada por este real decreto-ley.<\/p>\n

Disposici\u00f3n final primera.\u2003Inicio del mecanismo de ajuste.<\/strong><\/p>\n

La autorizaci\u00f3n del mecanismo de ajuste por parte de la Comisi\u00f3n Europea ser\u00e1 publicada en el \u00abBolet\u00edn Oficial del Estado\u00bb por Orden de la Ministra para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico. La Orden determinar\u00e1 la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, conforme a la fecha que establezca dicha autorizaci\u00f3n, que en ning\u00fan caso podr\u00e1 ser anterior al d\u00eda siguiente al de su publicaci\u00f3n.<\/p>\n

Disposici\u00f3n final segunda.\u2003Modificaci\u00f3n del Real Decreto-ley\u00a017\/2021, de\u00a014 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad.<\/strong><\/p>\n

Se modifica el art\u00edculo\u00a07 del Real Decreto-ley\u00a017\/2021, de\u00a014 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, con la siguiente redacci\u00f3n:<\/p>\n

\u00abArt\u00edculo\u00a07.\u2003C\u00e1lculo de la cuant\u00eda de la minoraci\u00f3n.<\/strong><\/p>\n

La minoraci\u00f3n correspondiente a cada instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a que hace referencia el art\u00edculo\u00a05 anterior se calcular\u00e1, para cada mes, seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:<\/p>\n

Donde:<\/p>\n

Yit es la cuant\u00eda de la minoraci\u00f3n, en euros, correspondiente a la instalaci\u00f3n i-\u00e9sima en el mes t considerado.<\/p>\n

Qit es la cantidad total de energ\u00eda el\u00e9ctrica producida por la instalaci\u00f3n i-\u00e9sima durante el mes t, en MWh. A los efectos del c\u00e1lculo, se computar\u00e1 la energ\u00eda medida en barras de central. En el caso de instalaciones de bombeo, para el c\u00e1lculo de la detracci\u00f3n se considerar\u00e1 la producci\u00f3n neta, descontando los consumos para bombeo, del per\u00edodo t. Si dicha producci\u00f3n neta resultara negativa el valor de Qit ser\u00e1 cero.<\/p>\n

FMIGt es el factor medio de internalizaci\u00f3n del precio del gas natural en el precio del mercado diario en el Mercado Ib\u00e9rico de la Electricidad en el mes t. Para el c\u00e1lculo de FMIGt se emplear\u00e1 el rendimiento medio de una central de ciclo combinado, dividido por un factor que se obtiene como el porcentaje de horas (en tanto por uno) en que han marcado el precio marginal dichas instalaciones en ese mes, ponderadas por la energ\u00eda casada en cada hora. A los efectos del c\u00e1lculo del FMIGt, se considerar\u00e1 que el rendimiento medio de un ciclo combinado corresponde con un valor de\u00a00,55.<\/p>\n

En las horas en las que el precio marginal no haya sido marcado por una instalaci\u00f3n de ciclo combinado, o cuando este haya sido marcado por una unidad de oferta que agrupe varias instalaciones f\u00edsicas de diferentes tecnolog\u00edas, se asumir\u00e1 que la oferta ha internalizado el precio del gas natural cuando existan ofertas de instalaciones de ciclo combinado en el entorno (\u00b110\u00a0%) de dicho precio marginal.<\/p>\n

Adem\u00e1s, al objeto de conocer si se han realizado ofertas en el entorno de dicho precio marginal por parte de las centrales de ciclo combinado de conformidad con el p\u00e1rrafo anterior, se tendr\u00e1n en cuenta tanto las ofertas simples como las ofertas complejas presentadas en el mercado diario, en los siguientes t\u00e9rminos:<\/p>\n

Para determinar si en el -10 % del precio marginal existen ofertas de ciclo combinado, se tomar\u00e1. para cada hora, la oferta m\u00e1s restrictiva de cada ciclo combinado entre la oferta simple y precio medio de la oferta compleja del d\u00eda calculada a partir de la energ\u00eda casada de esa planta.<\/p>\n

Para determinar si en el +10 % del precio marginal existen ofertas de ciclos combinados, se incrementar\u00e1 el precio del mercado en ese\u00a010 %, y se comprobar\u00e1 si existen centrales emisoras que pasar\u00edan a ser despachadas en el mercado, teniendo en cuenta tanto sus ofertas simples como complejas.<\/p>\n

En la determinaci\u00f3n del FMIGt se tendr\u00e1n en cuenta tanto las unidades de oferta del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol como portugu\u00e9s.<\/p>\n

es el precio medio del gas natural en el mes t, medido en euros (\u20ac) por megavatio-hora (MWh). Se calcular\u00e1 como la media del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) de cada uno de los d\u00edas del per\u00edodo correspondiente en el mercado ib\u00e9rico del gas (MIBGAS). Los d\u00edas de negociaci\u00f3n se considerar\u00e1 el precio de cierre del mercado, y el resto de los d\u00edas se considerar\u00e1 el precio de cierre del \u00faltimo d\u00eda de negociaci\u00f3n anterior.<\/p>\n

No obstante lo anterior, mientras resulte de aplicaci\u00f3n el mecanismo de ajuste de costes de producci\u00f3n para la reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista de conformidad con lo establecido en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, dicho valor no podr\u00e1 ser superior al valor del precio de referencia del gas natural,\u00a0PRGN<\/sub><\/em>, regulado en el art\u00edculo\u00a03 del referido real decreto-ley, que resulte de aplicaci\u00f3n en cada mes de minoraci\u00f3n.<\/p>\n

Si un determinado mes de aplicaci\u00f3n del mecanismo de minoraci\u00f3n incorpora d\u00edas en lo que no se encuentra en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, y d\u00edas en los que s\u00ed se encuentra en vigor dicho mecanismo, para el c\u00e1lculo del precio medio del gas\u00a0\u00a0para dicho mes se utilizar\u00e1 como referencia del gas los valores del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) y el precio de referencia del gas natural,\u00a0PRGN<\/sub><\/em>, respectivamente.<\/p>\n

\u03b1 es un par\u00e1metro de modulaci\u00f3n de la minoraci\u00f3n, que tomar\u00e1 inicialmente el valor de\u00a00,9.<\/p>\n

Si el precio medio en un mes,, es inferior a\u00a020\u202f\u20ac\/MWh, el importe de la minoraci\u00f3n, Yit ser\u00e1 nulo en el referido mes.<\/p>\n

En el caso de cambio de titularidad de una instalaci\u00f3n durante los periodos de aplicaci\u00f3n de la minoraci\u00f3n, las cuant\u00edas, en euros, devengadas por la instalaci\u00f3n se calcular\u00e1n para cada titular considerando el n\u00famero de d\u00edas en que cada parte ha ostentado la titularidad de la instalaci\u00f3n.\u00bb<\/p>\n

Disposici\u00f3n final tercera.\u2003Modificaci\u00f3n del Real Decreto-ley\u00a06\/2022, de\u00a029 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias econ\u00f3micas y sociales de la guerra en Ucrania.<\/strong><\/p>\n

Se modifica la disposici\u00f3n adicional novena del Real Decreto-ley\u00a06\/2022, de\u00a029 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias econ\u00f3micas y sociales de la guerra en Ucrania, en los siguientes t\u00e9rminos:<\/p>\n

\u00abDisposici\u00f3n adicional novena.\u2003Adaptaci\u00f3n normativa de las disposiciones relativas a la retribuci\u00f3n de las actividades reguladas.<\/strong><\/p>\n

La financiaci\u00f3n que, con respecto al bono social y al suministro de los consumidores a que hacen referencia los p\u00e1rrafos j) y k) del art\u00edculo\u00a052.4 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, deben asumir, seg\u00fan lo establecido en este real decreto-ley, los sujetos que realicen actividades que tengan una retribuci\u00f3n regulada, ser\u00e1 reconocida como coste en el c\u00e1lculo de la correspondiente retribuci\u00f3n de dichos sujetos.<\/p>\n

A estos efectos, las adaptaciones normativas que se estimen necesarias para que se produzca ese reconocimiento habr\u00e1n de realizarse en el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de este real decreto-ley.\u00bb<\/p>\n

Disposici\u00f3n final cuarta.\u2003Modificaci\u00f3n del Real Decreto\u00a0897\/2017, de\u00a06 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protecci\u00f3n para los consumidores dom\u00e9sticos de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/strong><\/p>\n

Se modifica el Real Decreto\u00a0897\/2017, de\u00a06 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protecci\u00f3n para los consumidores dom\u00e9sticos de energ\u00eda el\u00e9ctrica, de la siguiente manera:<\/p>\n

Uno.\u2003El apartado\u00a01 del art\u00edculo\u00a014 queda redactado como sigue:<\/p>\n

\u00ab1.\u2003El reparto de las cantidades a financiar correspondiente a cada actividad citada en el art\u00edculo anterior ser\u00e1 propuesto por la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, teniendo en cuenta la facturaci\u00f3n agregada libre de impuestos de cada una de las actividades dentro de la cadena de suministro de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/p>\n

En el caso de los consumidores directos en mercado se tendr\u00e1 en cuenta la facturaci\u00f3n asociada a la energ\u00eda consumida por los mismos.\u00bb<\/p>\n

Dos.\u2003El apartado\u00a04 del art\u00edculo\u00a014 bis queda redactado en los siguientes t\u00e9rminos:<\/p>\n

\u00ab4. El reparto de las cantidades a financiar entre los comercializadores de energ\u00eda el\u00e9ctrica se realizar\u00e1 de forma proporcional a la cuota de clientes a los que suministren energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/p>\n

Para ello, se definir\u00e1 un valor unitario expresado en euros por CUPS (\u20ac\/CUPS) que resultar\u00e1 de aplicaci\u00f3n a cada comercializador que conste como activo en el listado de comercializadores de energ\u00eda el\u00e9ctrica de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia seg\u00fan lo establecido en el art\u00edculo\u00a046.4 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.\u00bb<\/p>\n

Tres.\u2003Se modifica el apartado\u00a05 del art\u00edculo\u00a014 bis de la siguiente manera:<\/p>\n

\u00ab5.\u2003El reparto de las cantidades a financiar entre los consumidores directos en mercado se realizar\u00e1 de forma proporcional a la energ\u00eda consumida.<\/p>\n

Para ello se definir\u00e1 un valor unitario expresado en euros por MWh (\u20ac\/MWh) consumido, que resultar\u00e1 de aplicaci\u00f3n a cada consumidor directo en mercado en activo.\u00bb<\/p>\n

Cuatro.\u2003Se modifica el apartado\u00a02 del art\u00edculo\u00a015 como sigue:<\/p>\n

\u00ab2.\u2003En primer lugar, la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia calcular\u00e1 el porcentaje de reparto de las cantidades a financiar correspondiente a la totalidad de sujetos que participan en una misma actividad de forma proporcional a la facturaci\u00f3n de dicha actividad antes de impuestos, como la relaci\u00f3n entre un t\u00e9rmino que ser\u00e1 el valor de la facturaci\u00f3n anual agregada de cada actividad y otro t\u00e9rmino que corresponder\u00e1 a la suma de las facturaciones anuales agregadas de todas las actividades.<\/p>\n

Esta informaci\u00f3n ser\u00e1 determinada a partir de las estimaciones y los datos provisionales de que se disponga, teniendo en cuenta el volumen de energ\u00eda previsiblemente generada por los productores, adquirida por los comercializadores y consumida por los consumidores directos en mercado, el precio medio estimado del mercado mayorista y la retribuci\u00f3n prevista de los sujetos titulares de las instalaciones de transporte y de los distribuidores de electricidad contemplada en la resoluci\u00f3n por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribuci\u00f3n de electricidad de aplicaci\u00f3n para el ejercicio al que corresponde la financiaci\u00f3n.<\/p>\n

La Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia utilizar\u00e1 la mejor informaci\u00f3n disponible y realizar\u00e1 las estimaciones necesarias en base a par\u00e1metros objetivos y p\u00fablicos, referida al a\u00f1o natural o m\u00f3vil, garantizando la transparencia, en la fijaci\u00f3n del porcentaje a financiar por actividad.<\/p>\n

A estos efectos, la citada Comisi\u00f3n publicar\u00e1 anualmente en su p\u00e1gina web la informaci\u00f3n, referida al periodo considerado, relativa a la facturaci\u00f3n estimada de cada segmento de actividad para el ejercicio al que corresponde fijar la financiaci\u00f3n.\u00bb<\/p>\n

Cinco.\u2003Se modifica el apartado\u00a03 del art\u00edculo\u00a015 de la siguiente manera:<\/p>\n

\u00ab3.\u2003Fijado el porcentaje de reparto correspondiente a cada actividad, la citada Comisi\u00f3n calcular\u00e1 el valor unitario a aplicar correspondiente a los productores, sujetos titulares de instalaciones de transporte, distribuidores, comercializadores y consumidores directos en mercado siguiendo los criterios establecidos en el art\u00edculo\u00a014 bis.<\/p>\n

Para realizar los c\u00e1lculos, la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia estimar\u00e1 el coste de la financiaci\u00f3n del bono social y el coste derivado de los impagos a que hacen referencia los p\u00e1rrafos j) y k) del art\u00edculo\u00a052.4 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre del a\u00f1o al que corresponda fijar las cuant\u00edas.<\/p>\n

Adicionalmente, en la determinaci\u00f3n de las necesidades previstas de financiaci\u00f3n del coste del bono social, se tendr\u00e1n en cuenta los saldos, positivos o negativos, que se pudieran generar de ejercicios anteriores.<\/p>\n

Asimismo, con base en la mejor informaci\u00f3n disponible, y en aplicaci\u00f3n del principio de prudencia contable, estimar\u00e1, para el a\u00f1o al que corresponda fijar las cuant\u00edas, la energ\u00eda producida, el n\u00famero de clientes de distribuidores y comercializadores, y la energ\u00eda consumida por los consumidores directos en mercado. Adem\u00e1s, tendr\u00e1 en cuenta la \u00faltima retribuci\u00f3n aprobada en concepto de transporte de electricidad para cada sujeto titular de instalaciones de transporte.<\/p>\n

A partir de los datos anteriores, la citada Comisi\u00f3n seguir\u00e1 el siguiente m\u00e9todo:<\/p>\n

a)\u2003Determinaci\u00f3n de la cuant\u00eda por actividad. La Comisi\u00f3n calcular\u00e1 la cantidad que corresponde financiar a cada actividad aplicando los porcentajes definidos en el apartado\u00a02 de este art\u00edculo sobre el coste de la financiaci\u00f3n del bono social y el coste derivado de los impagos a que hace referencia los p\u00e1rrafos j) y k) del art\u00edculo\u00a052.4 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre estimado.<\/p>\n

b)\u2003Determinaci\u00f3n de los valores unitarios para cada segmento de actividad. La Comisi\u00f3n calcular\u00e1 los valores unitarios definidos en el art\u00edculo\u00a014 bis de la siguiente manera:<\/p>\n

1.\u2003El valor unitario a aplicar a los productores de energ\u00eda el\u00e9ctrica en \u20ac\/MWh se calcular\u00e1 como el cociente entre la cuant\u00eda a asumir por parte de los productores de energ\u00eda el\u00e9ctrica calculada en el apartado a) y la energ\u00eda total estimada producida.<\/p>\n

2.\u2003El valor unitario correspondiente a los sujetos titulares de instalaciones transporte de energ\u00eda el\u00e9ctrica en \u20ac\/ \u20ac retribuido se calcular\u00e1 como el cociente entre la cuant\u00eda a sumir por parte de los sujetos con instalaciones de transporte calculada en el apartado a) y la cantidad total retribuida a los sujetos titulares de instalaciones de transporte en activo que conste en la \u00faltima disposici\u00f3n de retribuci\u00f3n al transporte aprobada.<\/p>\n

3.\u2003El valor unitario a aplicar a los distribuidores de energ\u00eda el\u00e9ctrica en \u20ac\/CUPS ser\u00e1 calculado como el cociente entre la cuant\u00eda a asumir por parte de los distribuidores de energ\u00eda el\u00e9ctrica calculada seg\u00fan lo dispuesto en el apartado a) y el n\u00famero total de CUPS estimados conectados a las redes de distribuci\u00f3n.<\/p>\n

4.\u2003El valor unitario a aplicar a los comercializadores de energ\u00eda el\u00e9ctrica en\u00a0\u20ac\/CUPS ser\u00e1 calculado como el cociente entre la cuant\u00eda a asumir por parte de los comercializadores de energ\u00eda el\u00e9ctrica calculada seg\u00fan lo dispuesto en el apartado a) y el n\u00famero total estimado de clientes.<\/p>\n

5.\u2003El valor unitario a aplicar a los consumidores directos en mercado en \u20ac\/MWh ser\u00e1 calculado como el cociente entre la cuant\u00eda a asumir por parte de los consumidores directos en mercado calculada en el apartado a) y la energ\u00eda total estimada consumida por los mismos.\u00bb<\/p>\n

Seis.\u2003Se modifica el apartado\u00a02 del art\u00edculo\u00a016 en los siguientes t\u00e9rminos:<\/p>\n

\u00ab2.\u2003La aportaci\u00f3n mensual a realizar por cada sujeto obligado se calcular\u00e1 de la siguiente forma:<\/p>\n

a)\u2003Los productores depositar\u00e1n la cuant\u00eda resultante de aplicar el valor unitario aprobado en la orden ministerial del art\u00edculo\u00a015 sobre su medida disponible del mes M en el mes M+1, siendo M el mes a liquidar.<\/p>\n

b)\u2003Los sujetos titulares de instalaciones de transporte depositar\u00e1n la doceava parte de la cuant\u00eda resultante de multiplicar el valor unitario definido en la orden ministerial a la que hace referencia el art\u00edculo\u00a015 por la retribuci\u00f3n percibida anual seg\u00fan la \u00faltima disposici\u00f3n aprobada.<\/p>\n

c)\u2003Los distribuidores depositar\u00e1n la doceava parte de la cuant\u00eda resultante de aplicar el valor unitario definido en la orden ministerial del art\u00edculo\u00a015 por el n\u00famero de CUPS conectados a su red el \u00faltimo d\u00eda del mes al que se refiera la aportaci\u00f3n.<\/p>\n

d)\u2003Los comercializadores depositar\u00e1n la doceava parte de la cuant\u00eda resultante de aplicar el valor unitario definido en la orden ministerial del art\u00edculo\u00a015 por el n\u00famero de clientes que tengan el \u00faltimo d\u00eda del mes al que se refiera la aportaci\u00f3n.<\/p>\n

e)\u2003Los consumidores directos en mercado depositar\u00e1n la cuant\u00eda resultante de aplicar el valor unitario aprobado en la orden ministerial a la que se refiere el art\u00edculo\u00a015 sobre su medida disponible del mes M en el mes M+1, siendo M el mes a liquidar. En el caso de falta de medida, se tomar\u00e1 el mejor valor de energ\u00eda del mes M de que disponga el operador del sistema sobre la base del consumo de sus puntos de suministro en el mes M del a\u00f1o anterior.\u00bb<\/p>\n

Siete.\u2003Se modifica apartado\u00a03 del art\u00edculo\u00a016, con la siguiente redacci\u00f3n:<\/p>\n

\u00ab3.\u2003La Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia recabar\u00e1 la informaci\u00f3n necesaria para calcular las aportaciones seg\u00fan se establece en el apartado anterior y proceder\u00e1 a la liquidaci\u00f3n de las mismas. El operador del sistema remitir\u00e1, a tal efecto, los valores correspondientes a los sujetos obligados, cuando resulte necesario, de conformidad con el apartado anterior.\u00bb<\/p>\n

Ocho.\u2003Se modifica el apartado\u00a04 del art\u00edculo\u00a016, en los siguientes t\u00e9rminos:<\/p>\n

\u00ab4.\u2003Las anteriores aportaciones se realizar\u00e1n a trav\u00e9s de los sujetos de liquidaci\u00f3n que est\u00e9n actuando por cuenta de los sujetos obligados ante el operador del sistema el \u00faltimo d\u00eda del mes al que se refiera la liquidaci\u00f3n. Lo anterior ha de entenderse sin perjuicio de las responsabilidades de pago que corresponden a los sujetos obligados a los que se refiere el art\u00edculo\u00a013.\u00bb<\/p>\n

Disposici\u00f3n final quinta.\u2003Modificaci\u00f3n de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.<\/strong><\/p>\n

Se modifica el segundo p\u00e1rrafo del art\u00edculo\u00a014.4 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico, en los siguientes t\u00e9rminos:<\/p>\n

\u00abEstos par\u00e1metros retributivos podr\u00e1n revisarse para cada periodo regulatorio. Si no se llevara a cabo esta revisi\u00f3n antes del comienzo del periodo regulatorio se entender\u00e1n prorrogados para todo el periodo regulatorio siguiente, excepto en el caso del r\u00e9gimen retributivo espec\u00edfico cuya revisi\u00f3n podr\u00e1 realizarse hasta el\u00a028 de febrero del primer a\u00f1o de cada periodo regulatorio.\u00bb<\/p>\n

Disposici\u00f3n final sexta.\u2003Modificaci\u00f3n del Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio, por el que se regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos.<\/strong><\/p>\n

El Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio, por el que se regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos, queda modificado de la siguiente forma:<\/p>\n

Uno.\u2003Se modifican los apartados\u00a03 y\u00a04 del art\u00edculo\u00a022 que quedan con la siguiente redacci\u00f3n:<\/p>\n

\u00ab3.\u2003Cuando el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados el\u00e9ctricos se encuentre fuera de dichos l\u00edmites, se generar\u00e1, en c\u00f3mputo anual, un saldo positivo o negativo, que se denominar\u00e1 valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado y se calcular\u00e1, para el a\u00f1o \u201ci\u201d del semiperiodo regulatorio \u201cj\u201d, como sigue:<\/p>\n

a)\u2003En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados el\u00e9ctricos para el a\u00f1o \u201ci\u201d haya sido superior a LS2:<\/p>\n

Vajdmi,j<\/sub>\u00a0= Nhi,j<\/sub>\u00a0* 0,5 * (LS1i,j<\/sub>– LS2i,j<\/sub>) + Nhi,j<\/sub>\u00a0* (LS2i,j<\/sub>– Pcesta<\/sub>,i<\/sub>\u00a0)<\/p>\n

b)\u2003En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados el\u00e9ctricos para el a\u00f1o \u201ci\u201d se haya situado entre LS1 y LS2:<\/p>\n

Vajdmi,j<\/sub>\u00a0= Nhi,j<\/sub>\u00a0* 0,5 * (LS1i,j<\/sub>\u00a0– Pcesta<\/sub>,i<\/sub>\u00a0)<\/p>\n

c)\u2003En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados el\u00e9ctricos para el a\u00f1o \u201ci\u201d haya resultado mayor que LI1 y menor que LS1:<\/p>\n

Vajdmi,j<\/sub>\u00a0= 0<\/p>\n

d)\u2003En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados el\u00e9ctricos para el a\u00f1o \u201ci\u201d se haya situado entre LI1 y LI2:<\/p>\n

Vajdmi,j<\/sub>\u00a0= Nhi,j<\/sub>\u00a0* 0,5 * (LI1i,j<\/sub>\u00a0– Pcesta<\/sub>,i<\/sub>\u00a0)<\/p>\n

e)\u2003En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados el\u00e9ctricos para el a\u00f1o \u201ci\u201d haya sido inferior a LI2:<\/p>\n

Vajdmi,j<\/sub>\u00a0= Nhi,j<\/sub>\u00a0* 0,5 * (LI1i,j<\/sub>– LI2i,j<\/sub>) + Nhi,j<\/sub>\u00a0* (LI2i,j<\/sub>\u00a0\u2013 Pcesta<\/sub>,i<\/sub>\u00a0)<\/p>\n

Siendo:<\/p>\n

Vajdmi,j<\/sub>: Valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado en el a\u00f1o \u201ci\u201d del semiperiodo regulatorio \u201cj\u201d, expresado en \u20ac\/MW.<\/p>\n

Nhi,j<\/sub>: N\u00famero de horas de funcionamiento de la instalaci\u00f3n tipo utilizado en el c\u00e1lculo de los par\u00e1metros retributivos de dicha instalaci\u00f3n tipo para el a\u00f1o \u201ci\u201d del semiperiodo regulatorio \u201cj\u201d, expresado en horas.<\/p>\n

Pcesta<\/sub>,i<\/sub>: Valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados el\u00e9ctricos para el a\u00f1o \u201ci\u201d, expresado en \u20ac\/MWh, calculado de acuerdo con la siguiente expresi\u00f3n:<\/p>\n

Donde:<\/p>\n

Pmi<\/sub>: Precio medio anual del mercado diario e intradiario en el a\u00f1o \u201ci\u201d, expresado en \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Pfanuali<\/sub>: Precio medio del futuro anual con liquidaci\u00f3n en el a\u00f1o \u201ci\u201d, expresado en \u20ac\/MWh. Calculado como la media aritm\u00e9tica de las cotizaciones de referencia del contrato de futuro anual con liquidaci\u00f3n en el a\u00f1o \u201ci\u201d publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en los seis meses anteriores al inicio de su liquidaci\u00f3n. Para el a\u00f1o\u00a02023 se considerar\u00e1 el contrato de futuro anual con liquidaci\u00f3n en\u00a02023 negociado desde el\u00a01 de octubre de\u00a02022 hasta el\u00a031 de diciembre de\u00a02022.<\/p>\n

Pftrimi,k<\/sub>: Precio medio de los futuros trimestrales para el trimestre \u201ck\u201d del a\u00f1o \u201ci\u201d, expresado en \u20ac\/MWh. Calculado como la media aritm\u00e9tica de las cotizaciones de referencia de los contratos de futuros trimestrales con liquidaci\u00f3n en el trimestre \u201ck\u201d del a\u00f1o \u201ci\u201d publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en los tres meses anteriores al inicio de su liquidaci\u00f3n.<\/p>\n

Pfmeni,l<\/sub>: Precio medio de los futuros mensuales para el mes \u201cl\u201d del a\u00f1o \u201ci\u201d, expresado en \u20ac\/MWh. Calculado como la media aritm\u00e9tica de las cotizaciones de referencia de los contratos de futuros mensuales con liquidaci\u00f3n en el mes \u201cl\u201d del a\u00f1o \u201ci\u201d publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en el mes anterior al inicio de su liquidaci\u00f3n.<\/p>\n

ai<\/sub>: Coeficiente de ponderaci\u00f3n, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio anual del mercado diario e intradiario en el a\u00f1o \u201ci\u201d.<\/p>\n

bi<\/sub>: Coeficiente de ponderaci\u00f3n, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros anuales para el a\u00f1o \u201ci\u201d.<\/p>\n

ci,k<\/sub>: Coeficiente de ponderaci\u00f3n, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros trimestrales para el trimestre \u201ck\u201d del a\u00f1o \u201ci\u201d.<\/p>\n

di,l<\/sub>: Coeficiente de ponderaci\u00f3n, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros mensuales para el mes \u201cl\u201d del a\u00f1o \u201ci\u201d.<\/p>\n

Capunti<\/sub>: Coeficiente de apuntamiento real de cada tecnolog\u00eda, para el a\u00f1o \u201ci\u201d.<\/p>\n

Para el a\u00f1o\u00a02022, el coeficiente a2022\u00a0<\/sub>tomar\u00e1 como valor\u00a01 y los coeficientes b2022<\/sub>,\u00a0<\/sub>del c2022,1\u00a0<\/sub>al c2022,4<\/sub>, y del d2022,1\u00a0<\/sub>al d2022,12\u00a0<\/sub>tomar\u00e1n como valor\u00a00.<\/p>\n

Para el a\u00f1o\u00a02023, los coeficientes de ponderaci\u00f3n tomar\u00e1n los siguientes valores:<\/p>\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Coeficiente<\/strong><\/td>\nValor<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
a2023<\/sub><\/td>\n0,75<\/td>\n<\/tr>\n
b2023<\/sub><\/td>\n0,15<\/td>\n<\/tr>\n
c2023,1\u00a0<\/sub>al c2023,4<\/sub><\/td>\n0,025<\/td>\n<\/tr>\n
d2023,1\u00a0<\/sub>al d2023,12<\/sub><\/td>\n0<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Para los a\u00f1os\u00a02024 y\u00a02025, la ponderaci\u00f3n de los precios de los mercados de futuros en la cesta de precios ser\u00e1 igual o superior al\u00a050\u202f% y al\u00a075\u202f%, respectivamente. Los valores concretos de los coeficientes correspondientes a los a\u00f1os\u00a02024 y\u00a02025 ser\u00e1n fijados por Orden de la Ministra para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico, previo acuerdo de la Comisi\u00f3n Delgada del Gobierno para Asuntos Econ\u00f3micos, antes del\u00a01 de julio del a\u00f1o anterior.<\/p>\n

En el caso de las instalaciones de peque\u00f1a potencia el valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se calcular\u00e1 \u00fanicamente considerando el precio medio anual del mercado diario e intradiario para cada a\u00f1o. Para ello el coeficiente ai<\/sub>\u00a0tomar\u00e1 el valor\u00a01 y los coeficientes bi<\/sub>, ci,k<\/sub>\u00a0y di,l<\/sub>\u00a0tomar\u00e1n el valor\u00a00. A estos efectos se considerar\u00e1 que una instalaci\u00f3n es de peque\u00f1a potencia cuando est\u00e9 asignada a una de las siguientes instalaciones tipo:<\/p>\n

i.\u2003Instalaciones tipo de cogeneraci\u00f3n del grupo a.1 definido en el art\u00edculo\u00a02 del Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio, con rango de potencia inferior o igual a\u00a01 MW.<\/p>\n

ii.\u2003Instalaciones tipo fotovoltaicas del subgrupo b.1.1 definido en el art\u00edculo\u00a02 del Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio, con rango de potencia inferior o igual a\u00a010 MW. Las instalaciones tipo que no tengan establecido un rango de potencia, se dividir\u00e1n en dos instalaciones tipo, una con rango de potencia menor o igual a\u00a010 MW y otra con rango de potencia mayor de\u00a010 MW.<\/p>\n

iii.\u2003Instalaciones tipo e\u00f3licas del subgrupo b.2.1 definido en el art\u00edculo\u00a02 del Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio, con rango de potencia inferior o igual a\u00a05 MW.<\/p>\n

iv.\u2003Instalaciones tipo de los grupos b.3 y b.4 definidos en el art\u00edculo\u00a02 del Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio.<\/p>\n

v.\u2003Instalaciones tipo de los grupos b.6, b.7 y b.8 definidos en el art\u00edculo\u00a02 del Real Decreto\u00a0413\/2014, de\u00a06 de junio, con rango de potencia inferior o igual a\u00a01 MW. Las instalaciones tipo que no tengan establecido un rango de potencia, se dividir\u00e1n en dos instalaciones tipo, una con rango de potencia menor o igual a\u00a01\u00a0MW y otra con rango de potencia mayor de\u00a01 MW.<\/p>\n

vi.\u2003Instalaciones tipo que provienen de la disposici\u00f3n transitoria segunda del Real Decreto\u00a0661\/2007, de\u00a025 de mayo, con rango de potencia inferior o igual a\u00a01 MW.<\/p>\n

4.\u2003La Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia calcular\u00e1 para cada a\u00f1o natural el precio medio anual del mercado diario e intradiario, como media aritm\u00e9tica de los precios horarios del mercado diario e intradiario y el coeficiente de apuntamiento real de cada tecnolog\u00eda. Los valores obtenidos se publicar\u00e1n anualmente antes del\u00a015 de enero del siguiente a\u00f1o en la p\u00e1gina web del citado organismo.\u00bb<\/p>\n

Disposici\u00f3n final s\u00e9ptima.\u2003Modificaci\u00f3n de la Ley\u00a012\/2009, de\u00a030 de octubre, reguladora del derecho de asilo y de la protecci\u00f3n subsidiaria.<\/strong><\/p>\n

El apartado\u00a01 del art\u00edculo\u00a031 de la Ley\u00a012\/2009, de\u00a030 de octubre, reguladora del derecho de asilo y de la protecci\u00f3n subsidiaria, queda redactado de la siguiente forma:<\/p>\n

\u00ab1.\u2003Los servicios de acogida, su definici\u00f3n, disponibilidad, programas y servicios, espec\u00edficamente destinados a aquellas personas que soliciten protecci\u00f3n internacional, se determinar\u00e1n reglamentariamente por el Ministerio competente para atender las necesidades b\u00e1sicas de estas personas.<\/p>\n

Este Ministerio podr\u00e1 prestar por s\u00ed mismo esos servicios de acogida de forma directa, de forma indirecta por f\u00f3rmulas contractuales, o bien, mediante la correspondiente autorizaci\u00f3n de acci\u00f3n concertada a entidades cuando no sea necesario celebrar contratos p\u00fablicos, tal y como establece el art\u00edculo\u00a011.6 de la Ley\u00a09\/2017, de\u00a08 de noviembre, de contratos del sector p\u00fablico.<\/p>\n

Asimismo, tambi\u00e9n ser\u00e1 posible prestar los servicios de acogida a trav\u00e9s de los centros subvencionados a organizaciones no gubernamentales. En ning\u00fan caso podr\u00e1 duplicarse la financiaci\u00f3n p\u00fablica de los servicios prestados por estas organizaciones, concurriendo la financiaci\u00f3n obtenida por la autorizaci\u00f3n de acci\u00f3n concertada y por las subvenciones.<\/p>\n

A los efectos de esta ley se entiende por acci\u00f3n concertada el instrumento por el que se concede la autorizaci\u00f3n a aquellas entidades que cumplan las condiciones previamente fijadas de forma reglamentaria para la prestaci\u00f3n de servicios de acogida de responsabilidad p\u00fablica, debiendo el sistema que se establezca, en todo caso, cumplir todos los requisitos que contempla el art\u00edculo\u00a011.6 de la Ley\u00a09\/2017, de\u00a08 de noviembre, incluidos los principios de publicidad, transparencia y no discriminaci\u00f3n.<\/p>\n

La financiaci\u00f3n de la acci\u00f3n concertada, el cumplimiento de los requisitos de acceso y el control de la prestaci\u00f3n de los servicios se realizar\u00e1 por el Ministerio competente para prestar los servicios de acogida, seg\u00fan se establezca de forma reglamentaria.<\/p>\n

Estas entidades habr\u00e1n de acreditar la disposici\u00f3n de medios y recursos necesarios para la prestaci\u00f3n de los servicios de acci\u00f3n concertada. En todo caso, se acreditar\u00e1 la propiedad de los centros en que se vaya a desarrollar la acci\u00f3n concertada, o, en su defecto, el derecho al uso, con este fin, de los bienes inmuebles, ya sean de propiedad privada o p\u00fablica, por un periodo no inferior al de vigencia de la autorizaci\u00f3n de acci\u00f3n concertada, que podr\u00e1 alcanzar cuatro a\u00f1os prorrogables de mutuo acuerdo, por igual periodo, sin perjuicio de poder solicitar una nueva autorizaci\u00f3n una vez expirada la anterior. Excepcionalmente, en situaciones de necesidad y siempre que concurran razones de inter\u00e9s p\u00fablico, dicho derecho al uso podr\u00e1 ser por un periodo inferior al de vigencia de la autorizaci\u00f3n de la acci\u00f3n concertada.<\/p>\n

Con car\u00e1cter general, la Administraci\u00f3n anticipar\u00e1 hasta el\u00a050 % de la retribuci\u00f3n m\u00e1xima acordada por las prestaciones y servicios asignados que supondr\u00e1n entregas de fondos con car\u00e1cter previo a la justificaci\u00f3n, como financiaci\u00f3n necesaria para poder llevar a cabo las actuaciones inherentes a la acci\u00f3n concertada.<\/p>\n

Los pagos anticipados se deber\u00e1n asegurar mediante la prestaci\u00f3n de garant\u00eda. Las entidades no lucrativas autorizadas quedan exoneradas de la constituci\u00f3n de garant\u00eda de los fondos entregados.<\/p>\n

La falta de constituci\u00f3n y acreditaci\u00f3n de la garant\u00eda ante el \u00f3rgano competente implicar\u00e1 la retenci\u00f3n del pago de la retribuci\u00f3n, hasta el momento en que se acredite, pudiendo dar lugar a la p\u00e9rdida del derecho al pago de forma definitiva cuando, habi\u00e9ndose realizado requerimiento previo del \u00f3rgano concedente para que se acredite la constituci\u00f3n de la garant\u00eda, \u00e9ste no fuera atendido en el plazo de\u00a015 d\u00edas.<\/p>\n

Reglamentariamente se desarrollar\u00e1n, entre otras materias, los aspectos y criterios de la organizaci\u00f3n de los servicios de acogida a trav\u00e9s de la acci\u00f3n concertada, las condiciones que deben cumplir las entidades para obtener la correspondiente autorizaci\u00f3n, los supuestos de p\u00e9rdida de autorizaci\u00f3n para el caso de incumplimiento de obligaciones, as\u00ed como el c\u00e1lculo de su retribuci\u00f3n. Este c\u00e1lculo tendr\u00e1 en consideraci\u00f3n que, la retribuci\u00f3n se limitar\u00e1 a los costes necesarios para prestar los servicios establecidos.\u00bb<\/p>\n

Disposici\u00f3n final octava.\u2003Salvaguarda de rango de disposiciones reglamentarias.<\/strong><\/p>\n

Las determinaciones incluidas en normas reglamentarias que son objeto de modificaci\u00f3n por este real decreto-ley podr\u00e1n ser modificadas por normas del rango reglamentario correspondiente a la norma en que figuran.<\/p>\n

Disposici\u00f3n final novena.\u2003T\u00edtulos competenciales.<\/strong><\/p>\n

El presente real decreto-ley se dicta al amparo de lo dispuesto en el art\u00edculo\u00a0149.1.13.\u00aa y\u00a025.\u00aa de la Constituci\u00f3n Espa\u00f1ola, que atribuyen al Estado la competencia en materia bases y coordinaci\u00f3n de la planificaci\u00f3n general de la actividad econ\u00f3mica y bases del r\u00e9gimen minero y energ\u00e9tico, respectivamente, a excepci\u00f3n de la disposici\u00f3n adicional sexta, que se dicta al amparo de lo previsto en el art\u00edculo\u00a0149.1.14.\u00aa de la Constituci\u00f3n, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de Hacienda general y de la disposici\u00f3n final s\u00e9ptima, que se dicta al amparo de lo dispuesto por el art\u00edculo\u00a0149.1.2.\u00aa de la Constituci\u00f3n Espa\u00f1ola, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de derecho de asilo.<\/p>\n

Disposici\u00f3n final d\u00e9cima.\u2003Desarrollo reglamentario.<\/strong><\/p>\n

Se habilita al Gobierno y a la Ministra para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico, en el \u00e1mbito de sus respectivas competencias, para aprobar cuantas disposiciones sean necesarias para el desarrollo, aplicaci\u00f3n y ejecuci\u00f3n de lo establecido en este real decreto-ley.<\/p>\n

Disposici\u00f3n final und\u00e9cima.\u2003Entrada en vigor.<\/strong><\/p>\n

Este real decreto-ley entrar\u00e1 en vigor el d\u00eda siguiente al de su publicaci\u00f3n en el \u00abBolet\u00edn Oficial del Estado\u00bb<\/p>\n

No obstante, la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley ser\u00e1 la que se determine en la Orden por la que se publique la Autorizaci\u00f3n del mecanismo de ajuste por parte de la Comisi\u00f3n Europea a la que se refiere la disposici\u00f3n final primera.<\/p>\n

Dado en Madrid, el\u00a013 de mayo de\u00a02022.<\/p>\n

FELIPE R.<\/p>\n

El Presidente del Gobierno,<\/p>\n

PEDRO S\u00c1NCHEZ P\u00c9REZ-CASTEJ\u00d3N<\/p>\n

ANEXO I<\/strong><\/p>\n

Especificaciones de detalle del funcionamiento del mercado para la aplicaci\u00f3n del\u00a0mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo<\/strong><\/p>\n

Durante la vigencia del mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, y hasta que se apruebe una adaptaci\u00f3n de las mismas, ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energ\u00eda el\u00e9ctrica para su adaptaci\u00f3n de los l\u00edmites de oferta a los l\u00edmites de casaci\u00f3n europeos, aprobadas por Resoluci\u00f3n de\u00a06 de mayo de\u00a02021, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y modificadas por la Resoluci\u00f3n de\u00a011 de noviembre de\u00a02021, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se modifican las reglas de funcionamiento del mercado para la introducci\u00f3n de un mecanismo de pago anticipado previo a la emisi\u00f3n de la nota de cargo semanal, con las especialidades establecidas en este anexo.<\/p>\n

Uno.\u2003Se modifica la Regla\u00a08.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

\u00abRegla\u00a08.\u00aa\u2003Prestaci\u00f3n de garant\u00edas.<\/p>\n

Suscrito el Contrato de Adhesi\u00f3n, el agente del mercado deber\u00e1 prestar ante el operador del mercado garant\u00eda suficiente para dar cobertura a las obligaciones econ\u00f3micas que se puedan derivar de su actuaci\u00f3n como participante en el mercado, en los t\u00e9rminos establecidos en el Contrato de Adhesi\u00f3n y en estas reglas. La falta de garant\u00edas suficientes para avalar una oferta deudora en los t\u00e9rminos establecidos impedir\u00e1 la aceptaci\u00f3n de esa oferta del agente. El r\u00e9gimen de la garant\u00eda ser\u00e1 el establecido en estas reglas.<\/p>\n

La falta de aportaci\u00f3n de garant\u00edas por los titulares de unidades de adquisici\u00f3n para dar cobertura a las obligaciones econ\u00f3micas que se puedan derivar de la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, impedir\u00e1 la participaci\u00f3n de estas unidades en los diferentes mercados de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.\u00bb<\/p>\n

Dos.\u2003Se modifica la Regla\u00a010.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

\u00abRegla\u00a010.\u00aa\u2003Suspensi\u00f3n de participaci\u00f3n de unidades de oferta de un agente del mercado.<\/p>\n

En caso de comunicaci\u00f3n de la suspensi\u00f3n de unidades de programaci\u00f3n de un sujeto del sistema el\u00e9ctrico, por parte de los operadores del sistema, el operador del mercado proceder\u00e1 a suspender la actuaci\u00f3n de las correspondientes unidades de oferta en el mercado a partir de las sesiones del mercado posteriores a dicha comunicaci\u00f3n.<\/p>\n

Aquellas unidades de oferta de adquisici\u00f3n que no hayan satisfecho los requerimientos de garant\u00edas para cubrir el posible d\u00e9ficit en las liquidaciones del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica seg\u00fan lo establecido en la Regla \u00abR\u00e9gimen de determinaci\u00f3n del importe de las garant\u00edas y m\u00e9todo de su constituci\u00f3n\u00bb, ser\u00e1n suspendidas por el operador del mercado.<\/p>\n

La suspensi\u00f3n de unidades por parte del operador de mercado se comunicar\u00e1 al operador del sistema espa\u00f1ol o portugu\u00e9s al que corresponda la unidad de programaci\u00f3n, que proceder\u00e1 a suspender la actuaci\u00f3n de dichas unidades de adquisici\u00f3n a partir de la recepci\u00f3n de la comunicaci\u00f3n.\u00bb<\/p>\n

Tres.\u2003Se modifica la Regla\u00a012.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

\u00abRegla\u00a012.\u00aa\u2003Alta de las unidades de venta o de adquisici\u00f3n en el sistema de informaci\u00f3n del operador del mercado.<\/p>\n

El operador del mercado dar\u00e1 de alta las unidades de venta o adquisici\u00f3n en el Sistema de Informaci\u00f3n del Operador del Mercado, con los datos que el agente titular de dicha unidad haya registrado en el registro correspondiente, con los datos de las autorizaciones administrativas, y con los aportados por el agente titular de la unidad. Los datos del Sistema de Informaci\u00f3n del Operador del Mercado ser\u00e1n:<\/p>\n

\u2013\u2002C\u00f3digo de la unidad de venta o adquisici\u00f3n (definido por el operador del mercado).<\/p>\n

\u2013\u2002Descripci\u00f3n de la unidad de venta o adquisici\u00f3n.<\/p>\n

\u2013\u2002Tipo de la unidad de venta o adquisici\u00f3n.<\/p>\n

\u2013\u2002C\u00f3digo del sistema el\u00e9ctrico en el que opera la unidad.<\/p>\n

\u2013\u2002C\u00f3digo interno del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.<\/p>\n

\u2013\u2002Energ\u00eda horaria m\u00e1xima a efectos de validaci\u00f3n, en MWh con un m\u00e1ximo de un decimal (de cada una de las unidades f\u00edsicas de que se compone en el caso de las unidades de venta).<\/p>\n

\u2013\u2002Gradiente m\u00e1ximo de subida y bajada, MW\/h con un m\u00e1ximo de un decimal, para las unidades de venta.<\/p>\n

\u2013\u2002Porcentaje de propiedad del titular o titulares en dicha unidad.<\/p>\n

Cuando la unidad de oferta de venta sea de representaci\u00f3n de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gesti\u00f3n hidr\u00e1ulica), cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia y residuos, cada titular de dichas instalaciones asociadas a la unidad de oferta, o su representante en su nombre, deber\u00e1 comunicar en el proceso de asociaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n a la unidad de oferta el comercializador de referencia que vaya a actuar como representante en caso de suspensi\u00f3n de la representaci\u00f3n comunicada.<\/p>\n

Las instalaciones de energ\u00eda renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gesti\u00f3n hidr\u00e1ulica), cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia y residuos podr\u00e1n tener desde el primer d\u00eda del mes siguiente al acta de puesta en servicio un representante diferente del comercializador de referencia que les corresponda. Las instalaciones que no dispongan de acta de puesta en servicio, para tener un representante diferente del comercializador de referencia que les corresponda, deber\u00e1n presentar la inscripci\u00f3n previa en el registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/p>\n

Para los representantes de instalaciones de energ\u00eda renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gesti\u00f3n hidr\u00e1ulica), cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia y residuos, existe la posibilidad de agrupar ofertas de sus representados, de modo que exista la posibilidad de una posici\u00f3n final neta de todos los representados frente al mercado.<\/p>\n

Cuando las instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica se declaren como parte de un contrato de adquisici\u00f3n con un comercializador, corresponder\u00e1 al comercializador comunicar al operador del mercado el titular de cada una de dichas instalaciones asociadas a la unidad de oferta de venta. Sin perjuicio de lo anterior, las partes firmantes del contrato de adquisici\u00f3n estar\u00e1n obligadas a aportar al operador del mercado toda aquella documentaci\u00f3n requerida por este \u00faltimo a efectos de la correcta identificaci\u00f3n de tales instalaciones de producci\u00f3n.<\/p>\n

El c\u00f3digo del sistema el\u00e9ctrico indica, en el caso de Espa\u00f1a y Portugal, el sistema el\u00e9ctrico en el que se produce la venta o adquisici\u00f3n de energ\u00eda. En el caso de ser unidades externas al sistema ib\u00e9rico, formado por los sistemas el\u00e9ctricos de Espa\u00f1a y Portugal, indica la interconexi\u00f3n a trav\u00e9s de la que se realiza la transacci\u00f3n, pudiendo ser de importaci\u00f3n o exportaci\u00f3n, y corresponden a las interconexiones con los sistemas de Francia, Andorra y Marruecos. Cada agente autorizado podr\u00e1 definir una \u00fanica unidad para la importaci\u00f3n o exportaci\u00f3n a trav\u00e9s de cada una de las fronteras citadas.<\/p>\n

Para las interconexiones entre sistemas el\u00e9ctricos con subastas coordinadas de capacidad, con entrega f\u00edsica, la unidad de importaci\u00f3n y exportaci\u00f3n se denominar\u00e1 unidad con derechos previos, existiendo una \u00fanica unidad para la importaci\u00f3n y una \u00fanica unidad para la exportaci\u00f3n, para cada agente autorizado. Las unidades de importaci\u00f3n y exportaci\u00f3n asignadas con derechos previos de capacidad no podr\u00e1n presentar ofertas<\/p>\n

Existen dos zonas de oferta, correspondientes a las zonas portuguesa y espa\u00f1ola. Cada una de estas zonas de oferta tendr\u00e1 su propio precio. Las unidades de oferta que operan a trav\u00e9s del sistema el\u00e9ctrico con Andorra y Marruecos pertenecen a la zona de oferta espa\u00f1ola.<\/p>\n

Se dar\u00e1n de alta dos unidades de oferta gen\u00e9rica, en el sistema el\u00e9ctrico portugu\u00e9s y, en su caso, espa\u00f1ol seg\u00fan corresponda, una de venta y otra de adquisici\u00f3n, asociadas a la misma unidad de programaci\u00f3n gen\u00e9rica, para la negociaci\u00f3n en el mercado diario de los saldos de energ\u00eda previos al mercado diario, correspondientes a la notificaci\u00f3n del uso de derechos de capacidad, y contratos bilaterales firmes previos al mercado diario. Las unidades de oferta gen\u00e9ricas no podr\u00e1n presentar ofertas en el mercado intradiario continuo.<\/p>\n

El c\u00f3digo interno del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol identifica las unidades de oferta de compra o de venta, para la compra o venta de energ\u00eda en el sistema el\u00e9ctrico peninsular o a trav\u00e9s de la conexi\u00f3n con el sistema el\u00e9ctrico balear.<\/p>\n

Las unidades de oferta de compra o de venta de energ\u00eda del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, solamente podr\u00e1n tener asociadas unidades de programaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, y las unidades de venta o adquisici\u00f3n a trav\u00e9s de la conexi\u00f3n con el sistema el\u00e9ctrico balear solamente podr\u00e1n tener asociadas unidades de programaci\u00f3n para la compra o venta a trav\u00e9s de la conexi\u00f3n con el sistema el\u00e9ctrico balear.<\/p>\n

Cada unidad de oferta, sea de venta o de compra, corresponder\u00e1 con una unidad de programaci\u00f3n. Una unidad de programaci\u00f3n no podr\u00e1 estar asociada a m\u00e1s de una unidad de oferta.<\/p>\n

Una unidad de oferta de un representante en nombre propio y por cuenta de terceros podr\u00e1 incluir energ\u00eda de varios representados. Una unidad de oferta de un representante en nombre y por cuenta de terceros solamente podr\u00e1 incluir energ\u00eda de un representado.<\/p>\n

Una unidad de oferta deber\u00e1 contener exclusivamente unidades que desarrollen un solo tipo de actividad (productores de energ\u00eda el\u00e9ctrica, comercializadores o consumidores directos en mercado).<\/p>\n

La energ\u00eda horaria m\u00e1xima declarada de las unidades por el agente estar\u00e1 limitada al valor m\u00e1ximo del registro correspondiente, o a la autorizaci\u00f3n ministerial correspondiente en su caso.<\/p>\n

La energ\u00eda m\u00e1xima de una unidad de venta o adquisici\u00f3n es la suma de la energ\u00eda m\u00e1xima declarada por el agente de cada una de las unidades f\u00edsicas que componen dicha unidad de venta o adquisici\u00f3n.<\/p>\n

La energ\u00eda m\u00e1xima de las unidades f\u00edsicas estar\u00e1 limitada a la potencia bruta m\u00e1xima inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica. Para las instalaciones de producci\u00f3n que utilicen la cogeneraci\u00f3n u otras formas de producci\u00f3n de electricidad a partir de energ\u00edas residuales la potencia m\u00e1xima de las unidades f\u00edsicas estar\u00e1 limitada a la potencia bruta m\u00e1xima inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica multiplicada por un coeficiente de\u00a01,2.<\/p>\n

Durante la realizaci\u00f3n de las pruebas oficiales de certificaci\u00f3n de nueva potencia, el agente podr\u00e1 solicitar un valor de energ\u00eda m\u00e1xima superior al inscrito en el registro en dicha instalaci\u00f3n, para la realizaci\u00f3n de las pruebas. El valor de energ\u00eda m\u00e1xima ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n a todos los periodos de programaci\u00f3n de los d\u00edas naturales durante los que se realicen dichas pruebas.<\/p>\n

El alta de una unidad de programaci\u00f3n de un sujeto que sea agente del mercado ser\u00e1 simult\u00e1nea con el alta de la unidad de oferta del agente. Para un agente del mercado no podr\u00e1 existir una unidad de oferta sin unidad de programaci\u00f3n, ni una unidad de programaci\u00f3n sin unidad de oferta.<\/p>\n

Los titulares de unidades de adquisici\u00f3n nacionales que no sean agentes del mercado deber\u00e1n darse de alta como tales ante el operador del mercado a partir de la entrada en vigor de la Orden TED\/1161\/2020, de\u00a04 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del r\u00e9gimen econ\u00f3mico de energ\u00edas renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo\u00a02020-2025.<\/p>\n

Si una unidad de oferta dada de alta en el sistema, es dada de baja para una fecha por el agente titular de dicha unidad, o \u00e9sta queda con una potencia m\u00e1xima nula por no tener asociada ninguna unidad f\u00edsica por solicitud de cambios de asociaci\u00f3n, quedar\u00e1n anuladas todas las ofertas presentadas para las sesiones del mercado diario a partir de la fecha para la que se ha solicitado la baja o la unidad ha quedado con potencia m\u00e1xima nula. Igualmente quedar\u00e1 retirada la oferta por defecto aplicando dicha retirada para el primer d\u00eda para el que la unidad est\u00e1 de baja o tiene una potencia m\u00e1xima nula.<\/p>\n

De acuerdo a lo regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, las instalaciones con derecho a percibir el ajuste de costes de producci\u00f3n para la reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista, deber\u00e1n constituir una unidad de oferta y su unidad de programaci\u00f3n correspondiente asociando \u00fanicamente una instalaci\u00f3n. En el caso de las instalaciones de producci\u00f3n correspondientes a tecnolog\u00eda de cogeneraci\u00f3n referidas en el art\u00edculo\u00a02.1.c) del mencionado real decreto-ley, la unidad de oferta y su unidad de programaci\u00f3n podr\u00e1n agregar diferentes instalaciones siempre que todas ellas tengan derecho a percibir dicho ajuste. Los agentes responsables de las instalaciones referidas en el art\u00edculo\u00a02.1 de este mismo real decreto-ley, deber\u00e1n identificar las unidades de oferta beneficiarias del ajuste ante el operador del mercado.<\/p>\n

Una vez que el agente de mercado solicite la identificaci\u00f3n y sea aprobada, le ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n el mecanismo de ajuste a partir de la siguiente casaci\u00f3n del mercado diario y nunca sobre fechas cuya casaci\u00f3n del mercado diario ya se hubiera producido.<\/p>\n

Cualquier otro cambio que se produzca en la configuraci\u00f3n de las unidades de oferta que tengan impacto sobre la participaci\u00f3n en el mercado de una instalaci\u00f3n o en sus liquidaciones no tendr\u00e1n efecto sobre fechas cuya casaci\u00f3n del mercado diario ya se hubiera producido.<\/p>\n

Unidades Porfolio o Cartera de Negociaci\u00f3n.<\/p>\n

Los agentes podr\u00e1n optar por participar en el mercado intradiario continuo a trav\u00e9s de unidades de oferta o de unidades porfolio. En ambos casos, la unidad estar\u00e1 asociada a un sistema el\u00e9ctrico espec\u00edfico (Espa\u00f1a o Portugal).<\/p>\n

Cada agente del mercado podr\u00e1 disponer, previa solicitud, de una \u00fanica pareja de unidades porfolio (compra\/venta) por cada tipo de actividad y por cada sistema el\u00e9ctrico donde el agente tenga dos o m\u00e1s unidades de oferta de alta en el sistema del Operador de Mercado.<\/p>\n

Por defecto, todas las unidades ofertantes del agente que est\u00e9n dadas de alta en el sistema de informaci\u00f3n del mercado y que compartan actividad y sistema el\u00e9ctrico con la pareja de unidades porfolio, se encontraran asociadas al porfolio para poder recibir energ\u00eda en el proceso de desagregaci\u00f3n. Una unidad de oferta \u00fanicamente puede estar asociada a una pareja de unidades porfolio.<\/p>\n

Los agentes tendr\u00e1n la posibilidad, para cada pareja de unidades porfolio, de excluir de la asociaci\u00f3n las unidades ofertantes en las que no deseen desagregar energ\u00eda. Una unidad excluida de un porfolio, estar\u00e1 excluida tanto de la unidad porfolio de compra como de la unidad porfolio de venta. Los agentes podr\u00e1n volver a incluir unidades que fueron excluidas.<\/p>\n

El l\u00edmite m\u00e1ximo de exclusi\u00f3n de unidades ofertantes ser\u00e1 tal que nunca haya menos de dos unidades ofertantes en las que pueda desagregar la pareja de unidades porfolio.<\/p>\n

Las unidades porfolio de la actividad de generaci\u00f3n deber\u00e1n contener dos o m\u00e1s unidades de oferta de actividad de generaci\u00f3n, y las unidades porfolio de las distintas actividades de adquisici\u00f3n deber\u00e1n contener dos o m\u00e1s unidades de oferta de adquisici\u00f3n de la misma actividad, teniendo en cuenta que las siguientes unidades de oferta no podr\u00e1n estar asociadas a una unidad porfolio:<\/p>\n

\u2013\u2002Las unidades de representaci\u00f3n en nombre y por cuenta ajena.<\/p>\n

\u2013\u2002Las unidades de importaci\u00f3n y exportaci\u00f3n con derechos previos.<\/p>\n

\u2013\u2002Las unidades gen\u00e9ricas.<\/p>\n

\u2013\u2002Las unidades de comercializaci\u00f3n de referencia.<\/p>\n

\u2013\u2002Las unidades pertenecientes al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol zona balear.<\/p>\n

Las unidades porfolio \u00fanicamente podr\u00e1n participar en el mercado intradiario continuo, no estando habilitadas para su participaci\u00f3n en las subastas.<\/p>\n

Para aquellos agentes que, por razones de la adecuada asignaci\u00f3n de los impuestos, OMIE necesite disponer de las transacciones realizadas a nivel de unidad de oferta, el agente deber\u00e1 actuar en el mercado continuo a trav\u00e9s de dichas unidades de oferta (p.e. consumidores directos en mercado con derecho a reducci\u00f3n en el impuesto de electricidad).\u00bb<\/p>\n

Cuatro.\u2003Se modifica la Regla\u00a019.\u00aa que queda como sigue:<\/p>\n

\u00abRegla\u00a019.\u00aa\u2003Publicaci\u00f3n de informaci\u00f3n a los agentes para su operaci\u00f3n en el mercado.<\/p>\n

El operador del mercado proporciona a los agentes del mercado toda la informaci\u00f3n necesaria para la realizaci\u00f3n de los procesos del mercado a trav\u00e9s del Sistema de Informaci\u00f3n del Operador del Mercado y en la Plataforma de Negociaci\u00f3n del Operador del Mercado. Para acceder a este sistema es necesaria la utilizaci\u00f3n de certificados de acceso proporcionados por el propio operador del mercado. En funci\u00f3n del agente al que pertenece la persona que accede al sistema y los permisos de acceso de que dispone, el sistema proporciona la informaci\u00f3n accesible, respetando siempre los criterios de confidencialidad.<\/p>\n

El operador del mercado pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los agentes del mercado la informaci\u00f3n necesaria mediante los m\u00e9todos y formatos establecidos en la versi\u00f3n vigente del documento \u00abModelo de ficheros para el intercambio de informaci\u00f3n entre OM y AM\u00bb, en lo relativo a los ficheros intercambiados entre ambos, y publicado por el operador del mercado.<\/p>\n

El operador del mercado informar\u00e1 a los agentes de mercado de la fecha de activaci\u00f3n, suspensi\u00f3n o reactivaci\u00f3n del Mecanismo de ajuste de costes de producci\u00f3n para la reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista.<\/p>\n

La informaci\u00f3n publicada se puede clasificar en los siguientes conjuntos:<\/p>\n

19.1\u2003Informaci\u00f3n del mercado diario.<\/p>\n

\u2013\u2002Ofertas recibidas.<\/p>\n

\u2013\u2002Previsiones de demanda.<\/p>\n

\u2013\u2002El precio del gas natural en \u20ac\/MWh que se corresponde con el par\u00e1metro PGN<\/sub>\u00a0regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

\u2013\u2002Precio de referencia del gas natural en \u20ac\/MWh que se corresponde par\u00e1metro PRGN<\/sub>\u00a0regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

\u2013\u2002Capacidades de intercambio en las interconexiones. Capacidades m\u00e1ximas y capacidades disponibles para el acoplamiento de mercados.<\/p>\n

\u2013\u2002Capacidades asignadas en interconexiones con asignaci\u00f3n de capacidad.<\/p>\n

\u2013\u2002Indisponibilidades de las unidades.<\/p>\n

\u2013\u2002Garant\u00edas disponibles.<\/p>\n

\u2013\u2002Resultados del mercado diario:<\/p>\n

    \n
  • \u2002Precios marginales del programa diario resultante de la casaci\u00f3n del mercado diario.<\/li>\n
  • \u2002Programa Diario Base de Casaci\u00f3n (PDBC).<\/li>\n
  • \u2002Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).<\/li>\n<\/ul>\n

    19.2\u2003Informaci\u00f3n de los mercados intradiarios.<\/p>\n

    Subastas Intradiarias.<\/p>\n

    \u2013\u2002Programa Diario Viable definitivo (PDVD).<\/p>\n

    \u2013\u2002Ofertas recibidas.<\/p>\n

    \u2013\u2002Previsiones de demanda.<\/p>\n

    \u2013\u2002Capacidades m\u00e1ximas de intercambio en las interconexiones.<\/p>\n

    \u2013\u2002Indisponibilidades de las unidades.<\/p>\n

    \u2013\u2002Limitaciones a las unidades de oferta.<\/p>\n

    \u2013\u2002Garant\u00edas disponibles.<\/p>\n

    \u2013\u2002Resultados de los mercados intradiarios de subastas:<\/p>\n

      \n
    • \u2002Precios marginales del programa resultante de la casaci\u00f3n del mercado intradiario de subastas.<\/li>\n
    • \u2002Programa Intradiario Base de Casaci\u00f3n Incremental y Acumulado (PIBCI y\u00a0PIBCA).<\/li>\n
    • \u2002Programa Horario Final (PHF).<\/li>\n
    • \u2002Horas anuladas por el operador del mercado o por los operadores del sistema.<\/li>\n<\/ul>\n

      Mercado intradiario continuo.<\/p>\n

      \u2013\u2002Capacidades m\u00e1ximas de intercambio en las interconexiones.<\/p>\n

      \u2013\u2002Limitaciones unitarias a las unidades de oferta.<\/p>\n

      \u2013\u2002Indisponibilidades de las unidades de oferta.<\/p>\n

      \u2013\u2002Garant\u00edas disponibles.<\/p>\n

      \u2013\u2002Resultados del mercado intradiario continuo:<\/p>\n

        \n
      • \u2002Precios de referencia, vol\u00famenes negociados, as\u00ed como aquella informaci\u00f3n de car\u00e1cter p\u00fablico que se considere relevante del mercado intradiario continuo.<\/li>\n
      • \u2002Programa Intradiario Base de Casaci\u00f3n Incremental Continuo y Acumulado Continuo (PIBCIC y PIBCAC).<\/li>\n
      • \u2002Programa Horario Final Continuos (PHFC).<\/li>\n
      • \u2002Horas anuladas por el operador del mercado o por los operadores del sistema.<\/li>\n<\/ul>\n

        19.3\u2003Informaci\u00f3n de las liquidaciones.<\/p>\n

        \u2013\u2002Ficheros de liquidaci\u00f3n: datos comunes.<\/p>\n

        \u2013\u2002Fichero de anotaciones horarias:<\/p>\n

          \n
        • \u2002Mercado correspondiente.<\/li>\n
        • \u2002Unidad de venta, adquisici\u00f3n.<\/li>\n
        • \u2002Cantidad.<\/li>\n
        • \u2002Precio unitario.<\/li>\n
        • \u2002Derecho de cobro o\/y obligaci\u00f3n de pago correspondiente.<\/li>\n
        • \u2002Total de derechos de cobro u obligaciones de pago acumulados por mercado.<\/li>\n<\/ul>\n

          \u2013\u2002Fichero de liquidaci\u00f3n diaria.<\/p>\n

          \u2013\u2002Pagos y cobros finales totales.<\/p>\n

          \u2013\u2002Garant\u00edas de pago.<\/p>\n

          \u2013\u2002Garant\u00edas formalizadas.<\/p>\n

          \u2013\u2002Balance de las garant\u00edas para las pr\u00f3ximas sesiones.<\/p>\n

          \u2013\u2002Estado de la liquidaci\u00f3n.<\/p>\n

          \u2013\u2002Calendario de liquidaci\u00f3n y facturaci\u00f3n.<\/p>\n

          \u2013\u2002Facturas y notas de abono o cargo.<\/p>\n

          \u2013\u2002Informaci\u00f3n relativa a la facturaci\u00f3n e impuestos.<\/p>\n

          \u2013\u2002Coste final de la energ\u00eda y los componentes del precio final en agregado y para cada tipo de consumidor.<\/p>\n

          \u2013\u2002Informaci\u00f3n relativa a la liquidaci\u00f3n y requerimientos de garant\u00edas del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulados en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.\u00bb<\/p>\n

          Cinco.\u2003Se modifica el apartado\u00a05.2 de la Regla\u00a035.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab35.5.2\u2003Renta de congesti\u00f3n en el mercado diario en la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Francia.<\/p>\n

          La renta de congesti\u00f3n que se genere en la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Francia se repartir\u00e1 a partes iguales entre el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol y franc\u00e9s.<\/p>\n

          Mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, las rentas de congesti\u00f3n asignadas al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol que afloren en el horizonte diario como consecuencia del desacoplamiento de precios en frontera entre la zona espa\u00f1ola y francesa, ser\u00e1n empleadas para minorar el coste total del ajuste. En particular, las rentas de congesti\u00f3n en el horizonte diario empleadas ser\u00e1n las previstas conforme a lo dispuesto en el art\u00edculo\u00a014.3 del referido real decreto-ley.<\/p>\n

          A los efectos del c\u00e1lculo de la liquidaci\u00f3n de la renta de congesti\u00f3n se anotar\u00e1:<\/p>\n

          \u2013\u2002Una obligaci\u00f3n de pago al sistema el\u00e9ctrico franc\u00e9s, en la hora h como:<\/p>\n

          OPPBCFRES_CI(h) = 0,5 * abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH1<\/sub>\u00a0(h,z1<\/sub>)- PMH1<\/sub>\u00a0(h,z3<\/sub>))<\/p>\n

          \u2013\u2002Un derecho de cobro en cuenta al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol en la hora h como:<\/p>\n

          DCPBCFRES_CI(h) = 0,5 * abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH1<\/sub>\u00a0(h,z1<\/sub>)- PMH1<\/sub>\u00a0(h,z3<\/sub>))<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          DCPBCFRES_CI(h): derecho de cobro en la hora h, en el mercado diario, anotado en cuenta al sistema espa\u00f1ol, por la aplicaci\u00f3n del proceso de separaci\u00f3n de mercados entre las dos zonas de oferta, espa\u00f1ola y francesa.<\/p>\n

          OPPBCFRES_CI(h): obligaci\u00f3n de pago en la hora h, en el mercado diario, al sistema franc\u00e9s, por la aplicaci\u00f3n del proceso de separaci\u00f3n de mercados entre las dos zonas de oferta, espa\u00f1ola y francesa.<\/p>\n

          EPBCFRES (h): capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del proceso de separaci\u00f3n de mercados en la hora h entre la zona de oferta espa\u00f1ola y francesa.<\/p>\n

          PMH1<\/sub>\u00a0(h,z): precio marginal horario correspondiente a la hora h en el mercado diario en la zona de oferta z resultado de la casaci\u00f3n de la sesi\u00f3n del mercado diario.<\/p>\n

          z1,\u00a0<\/sub>z3<\/sub>: sub\u00edndices que se refieren a las zonas de oferta espa\u00f1ola y francesa respectivamente.\u00bb<\/p>\n

          Seis.\u2003Se a\u00f1ade una nueva Regla\u00a051.\u00aa bis, dentro del Cap\u00edtulo Noveno, con la siguiente redacci\u00f3n:<\/p>\n

          \u00abRegla\u00a051.\u00aa bis.\u2003Liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/p>\n

          51 bis.1\u2003Liquidaci\u00f3n del ajuste a las instalaciones de producci\u00f3n.<\/p>\n

          Al vendedor de instalaciones con derecho a percepci\u00f3n del ajuste seg\u00fan lo establecido en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, se le anotar\u00e1 un derecho de cobro en cada periodo de programaci\u00f3n en el que el total de la energ\u00eda asignada en el programa diario base de casaci\u00f3n (PDBC) m\u00e1s la energ\u00eda neta negociada en los mercados intradiarios sea mayor que cero. Este derecho de cobro se anotar\u00e1 a la unidad de producci\u00f3n de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calcular\u00e1 como el producto de la energ\u00eda asignada en cada periodo de programaci\u00f3n por la cuant\u00eda unitaria del ajuste.<\/p>\n

          El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programaci\u00f3n h ser\u00e1:<\/p>\n

          DCAJ(up,h,d) = EPROG(up,h,d) * Y(d)<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          DCAJ(up,h,d): derecho de cobro del vendedor por la energ\u00eda correspondiente a la unidad de venta up, en el periodo de programaci\u00f3n h del d\u00eda d.<\/p>\n

          Y(d): cuant\u00eda unitaria del ajuste, expresada en \u20ac\/MWh y redondeada a\u00a02 decimales, seg\u00fan se define en el art\u00edculo\u00a03 del Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

          EPROG (up,h,d): energ\u00eda asignada a la unidad de venta, up, en el periodo de programaci\u00f3n h del d\u00eda d, en el programa diario base de casaci\u00f3n (PDBC) m\u00e1s la energ\u00eda neta negociada en los mercados intradiarios,<\/p>\n

          Al vendedor de instalaciones con derecho a percepci\u00f3n del ajuste seg\u00fan lo establecido en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, se le anotar\u00e1 una obligaci\u00f3n de pago en cada periodo de programaci\u00f3n en el que el total de la energ\u00eda asignada en programa diario base de casaci\u00f3n (PDBC) m\u00e1s la energ\u00eda neta negociada en los mercados intradiarios sea menor que cero. Esta obligaci\u00f3n de pago se anotar\u00e1 a la unidad de producci\u00f3n de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calcular\u00e1 como el producto de la energ\u00eda asignada en cada periodo de programaci\u00f3n por la cuant\u00eda unitaria del ajuste.<\/p>\n

          La obligaci\u00f3n de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programaci\u00f3n h ser\u00e1:<\/p>\n

          OPAJ(up,h,d) = EPROG(up,h,d) * Y(d)<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          OPAJ(up,h,d): obligaci\u00f3n de pago del vendedor por la energ\u00eda correspondiente a la unidad de venta up, en el periodo de programaci\u00f3n h.<\/p>\n

          51 bis.2\u2003Repercusi\u00f3n del coste o ingreso total asociado al mecanismo de ajuste.<\/p>\n

          El coste o ingreso total asociado de la liquidaci\u00f3n del ajuste realizada por el operador del mercado, se repartir\u00e1 entre todas las unidades de adquisici\u00f3n en proporci\u00f3n a su energ\u00eda en el \u00faltimo programa horario final que no se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a08 del Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

          Este volumen econ\u00f3mico se determinar\u00e1 para cada periodo de programaci\u00f3n como:<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          IMPAJ (h,d): coste o ingreso total en la hora h del d\u00eda d asociado a la liquidaci\u00f3n del ajuste realizada por el operador del mercado.<\/p>\n

          DCAJ(up,h,d): derecho de cobro del vendedor por la energ\u00eda correspondiente a la unidad de venta up, en el periodo de programaci\u00f3n h del d\u00eda d.<\/p>\n

          OPAJ(up,h,d): obligaci\u00f3n de pago del vendedor por la energ\u00eda correspondiente a la unidad de venta up, en el periodo de programaci\u00f3n h del d\u00eda d.<\/p>\n

          RENTAFR(h,d): incorpora los siguientes conceptos:<\/p>\n

          \u2013\u2002Importe de la renta de congesti\u00f3n en el mercado diario en la interconexi\u00f3n entre Francia y Espa\u00f1a asignada al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, en el periodo h del d\u00eda d, tal y como se detalla en la regla \u201cRenta de congesti\u00f3n en el mercado diario en la interconexi\u00f3n entre Francia y Espa\u00f1a\u201d, descontados los costes horarios en concepto de remuneraciones de derechos de transmisi\u00f3n de largo plazo comunicados por el operador del sistema espa\u00f1ol y como m\u00e1ximo hasta el valor econ\u00f3mico de las rentas de congesti\u00f3n horarias generadas en horizonte diario.<\/p>\n

          \u2013\u2002Ingresos adicionales correspondientes a las rentas de congesti\u00f3n netas procedentes de las subastas mensuales de asignaci\u00f3n de capacidad en frontera con Francia que se celebren con posterioridad a la entrada en vigor del mecanismo de ajuste definido en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, prorrateados entre todos periodos de los d\u00edas del mes natural siguiente al de ingreso de dichas rentas de congesti\u00f3n por parte del operador del sistema al operador del mercado.<\/p>\n

          A los titulares de unidades de adquisici\u00f3n se les anotar\u00e1 una obligaci\u00f3n de pago en cada periodo de programaci\u00f3n en el que el t\u00e9rmino IMPAJ (h,d) sea mayor que cero, que se calcular\u00e1 como:<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          EUA(ua,h,d, z): energ\u00eda de la unidad de adquisici\u00f3n ua situada en la zona de precio z en el \u00faltimo programa horario final para el periodo de programaci\u00f3n h del d\u00eda d.<\/p>\n

          EEXU(ua, h, d, z): energ\u00eda asignada a la unidad de adquisici\u00f3n ua situada en la zona de precio z para el periodo de programaci\u00f3n h del d\u00eda d, exenta del pago del mecanismo de ajuste, y que se calcular\u00e1 como:<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          EEXA(ag,h,d,z): energ\u00eda exenta del pago del coste del mecanismo de ajuste correspondiente al agente ag en la zona de precio z para el periodo de programaci\u00f3n h del d\u00eda d, y que se calcular\u00e1 como:<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          EEX(ag,z,m): energ\u00eda declarada por el agente sujeta a instrumentos de cobertura a plazo para la zona de precio z en el mes m al que pertenece el d\u00eda d de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a08 del Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

          n: n\u00famero de horas del mes m al que pertenece el d\u00eda d.<\/p>\n

          El resultado del reparto de las energ\u00edas exentas declaradas por agente EEXA(ag,h,d,z) y por unidad de adquisici\u00f3n EEXU(ua,h,d,z) se truncar\u00e1 a un decimal.<\/p>\n

          A los titulares de unidades de adquisici\u00f3n se les anotar\u00e1 un derecho de cobro en cada periodo de programaci\u00f3n en el que el t\u00e9rmino IMPAJ (h,d) sea menor que cero, que se calcular\u00e1 como:<\/p>\n

          Si en un periodo de programaci\u00f3n la energ\u00eda exenta del pago o cobro del ajuste correspondiente a una unidad de adquisici\u00f3n, resultado de los repartos anteriormente indicados, superase el valor de la energ\u00eda programada en dicho periodo, toda la energ\u00eda programada resultar\u00e1 exenta del pago o cobro del mecanismo de ajuste, sin que el exceso sea considerado a efectos liquidatorios.<\/p>\n

          51 bis.3\u2003Unidades de adquisici\u00f3n a efectos de las liquidaciones del coste total asociado al mecanismo de ajuste.<\/p>\n

          A efectos de las liquidaciones del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, se entender\u00e1n como unidades afectas al mecanismo aquellas unidades de adquisici\u00f3n establecidas en la zonas espa\u00f1ola y portuguesa, a excepci\u00f3n de las unidades de almacenamiento (consumo de bombeo, bater\u00edas) y unidades de consumo de servicios auxiliares de instalaciones de generaci\u00f3n.<\/p>\n

          Igualmente, no ser\u00e1 tenida en cuenta en la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica la energ\u00eda exenta, declarada por el agente como sujeta a instrumentos de cobertura a plazo, conforme a lo establecido en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

          La liquidaci\u00f3n del coste o ingreso a las unidades de adquisici\u00f3n solo se realizar\u00e1 entre aquellas unidades cuyo titular tenga adquirida la condici\u00f3n de agente del mercado.<\/p>\n

          Cualquier modificaci\u00f3n realizada en los datos o configuraci\u00f3n de las unidades de adquisici\u00f3n con impacto sobre la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste no tendr\u00e1 efecto sobre fechas cuya casaci\u00f3n del mercado diario ya se hubiera producido.<\/p>\n

          51 bis.4\u2003Energ\u00edas sujetas a instrumentos de cobertura a plazo<\/p>\n

          Los agentes de mercado compradores que declaren energ\u00eda sujeta a instrumentos de cobertura a plazo en los t\u00e9rminos establecidos en el art\u00edculo\u00a08 del Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, deber\u00e1n facilitar los valores de la energ\u00eda asociada a su posici\u00f3n neta compradora que se beneficia de las coberturas declaradas en virtud del mencionado art\u00edculo, de acuerdo con el formato electr\u00f3nico y procedimiento operativo que se establezca para su env\u00edo.<\/p>\n

          Los valores de energ\u00eda remitidos de manera correcta, de acuerdo al p\u00e1rrafo anterior, y dentro de los plazos establecidos, ser\u00e1n los empleados por parte del operador del mercado en la determinaci\u00f3n de la energ\u00eda asociada a las unidades de adquisici\u00f3n que resultar\u00e1 exenta del pago.\u00bb<\/p>\n

          Siete.\u2003Se modifica el apartado\u00a02 de la Regla\u00a052.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab52.2\u2003Liquidaci\u00f3n.<\/p>\n

          El operador del mercado realizar\u00e1 una liquidaci\u00f3n diaria para cada agente por medio de la agregaci\u00f3n de las anotaciones horarias correspondientes a cada d\u00eda, de acuerdo con las presentes reglas.<\/p>\n

          La liquidaci\u00f3n del flujo resultado del mercado diario en la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Francia y de la renta congesti\u00f3n que se genere en dicha interconexi\u00f3n se liquidar\u00e1 por los operadores del mercado espa\u00f1ol y sus hom\u00f3logos designados en Francia, o terceras partes habilitada por \u00e9stos. El operador del mercado espa\u00f1ol ser\u00e1 responsable de liquidar la mitad de la renta de congesti\u00f3n de la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Francia, mientras que los operadores del mercado designados en Francia, o terceras partes habilitadas por \u00e9stos, liquidar\u00e1n la otra mitad al operador del sistema franc\u00e9s, de acuerdo con lo establecido en cada uno de los sistemas el\u00e9ctricos.<\/p>\n

          Mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, las rentas de congesti\u00f3n asignadas al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol que afloren en el horizonte diario como consecuencia del desacoplamiento de precios en frontera entre la zona espa\u00f1ola y francesa, ser\u00e1n empleadas para minorar el coste total del ajuste<\/p>\n

          La liquidaci\u00f3n de las transacciones transfronterizas en la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Francia en el mercado intradiario continuo se liquidar\u00e1n entre el operador del mercado espa\u00f1ol y sus hom\u00f3logos designados en Francia, o terceras partes habilitadas por estos. A efectos de determinar la contraparte en Francia a la que liquidar cada transacci\u00f3n transfronteriza, se utilizar\u00e1 la informaci\u00f3n facilitada por la Plataforma de Contrataci\u00f3n Continua Europea.<\/p>\n

          Cualquier diferencia econ\u00f3mica que se pudiera producir como consecuencia de la liquidaci\u00f3n de la energ\u00eda intercambiada por aplicaci\u00f3n del acoplamiento de mercados entre MIBEL y Francia o por incidencias que supongan descuadres de programa, se financiar\u00e1 con cargo a cada una de las rentas de congesti\u00f3n y de las subastas expl\u00edcitas correspondientes al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, seg\u00fan corresponda.<\/p>\n

          A estos efectos, los descuadres que se pudieran producir por anulaci\u00f3n de energ\u00edas negociadas en el mercado intradiario continuo por unidades localizadas en la zona portuguesa que hubieran resultado casadas con unidades fuera del MIBEL se liquidar\u00e1n a la renta de congesti\u00f3n de la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Portugal que corresponde al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, mientras que los descuadres que se produzcan por anulaci\u00f3n de energ\u00edas negociadas por unidades localizadas en la zona espa\u00f1ola que hubieran resultado casadas con unidades fuera del MIBEL se liquidar\u00e1n a la renta de congesti\u00f3n de la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Francia que corresponde al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.<\/p>\n

          Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicar\u00e1 las correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevar\u00e1 a tales efectos a las siguientes unidades:<\/p>\n

          1.\u2003Unidades de oferta o porfolio de venta o adquisici\u00f3n de cada titular.<\/p>\n

          2.\u2003Unidades de oferta o porfolio de venta o de adquisici\u00f3n de cada representante cuando en la unidad se oferten energ\u00edas de titulares representados en nombre propio y por cuenta ajena.<\/p>\n

          3.\u2003Unidades de oferta de cada representante con las que se oferta energ\u00eda de titulares representados en nombre y por cuenta de terceros. A este efecto se considerar\u00e1 cada unidad de oferta asociada un\u00edvocamente a su correspondiente agente representado.<\/p>\n

          Las anotaciones practicadas a cada unidad de oferta o porfolio se liquidar\u00e1n al:<\/p>\n

          \u2212\u2002Agente titular de dicha unidad de oferta o porfolio, en el caso de agentes que acuden al mercado directamente o bien representando a otros en nombre propio y por cuenta de terceros.<\/p>\n

          \u2212\u2002Agente representado, en los casos de las unidades de oferta dadas de alta para actuar en nombre y por cuenta de su representado.<\/p>\n

          A los agentes que participen en el mercado en virtud de inscripci\u00f3n en el registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n y en virtud de su actividad como comercializador, consumidor directo en mercado o representaci\u00f3n de estas actividades, se les liquidar\u00e1 por separado cada una de estas actividades.<\/p>\n

          En el caso de unidades de venta correspondientes a unidades de producci\u00f3n participadas por varios agentes del mercado, las anotaciones por las energ\u00edas que forman parte del programa resultante de la casaci\u00f3n del mercado diario se realizar\u00e1n a cada propietario sobre la base de la asignaci\u00f3n detallada en la Regla de \u201cResultado de la casaci\u00f3n del mercado diario\u201d.<\/p>\n

          En el caso de unidades de venta correspondientes a unidades de producci\u00f3n participadas por varios agentes del mercado, las anotaciones por las energ\u00edas que forman parte del programa resultante de la casaci\u00f3n del mercado intradiario de subastas o del mercado intradiario continuo se realizar\u00e1n a cada propietario en proporci\u00f3n a su porcentaje de propiedad.<\/p>\n

          Dado que el operador del mercado act\u00faa como contraparte de cada una de las anotaciones en cuenta resultantes de la liquidaci\u00f3n, el saldo final del operador del mercado en cada sesi\u00f3n del mercado diario y de los mercados intradiarios estar\u00e1 siempre saldado a cero, tanto en energ\u00eda como en volumen econ\u00f3mico.\u00bb<\/p>\n

          Ocho.\u2003Se modifica el apartado\u00a01 de la Regla\u00a053.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab53.1\u2003Liquidaci\u00f3n diaria.<\/p>\n

          Efectuada la casaci\u00f3n del mercado diario y de los mercados intradiarios, el operador del mercado pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los agentes las anotaciones de derechos de cobro y obligaciones de pago correspondientes al programa resultante de la casaci\u00f3n.<\/p>\n

          Con posterioridad a la recepci\u00f3n del \u00faltimo programa horario final para el \u00faltimo periodo de programaci\u00f3n del d\u00eda, el operador del mercado pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los agentes las anotaciones de derechos de cobro y obligaciones de pago correspondientes a la liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

          El d\u00eda h\u00e1bil posterior a cada d\u00eda de contrataci\u00f3n, el operador del mercado pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los agentes del mercado, en los sistemas de informaci\u00f3n de \u00e9ste la liquidaci\u00f3n correspondiente a dicho horizonte diario de programaci\u00f3n, con distinci\u00f3n de cada periodo de programaci\u00f3n, as\u00ed como la informaci\u00f3n sobre los derechos de cobro y obligaciones de pago derivados de la misma. Los d\u00edas no h\u00e1biles se publicar\u00e1 la liquidaci\u00f3n con car\u00e1cter de borrador.<\/p>\n

          Tal liquidaci\u00f3n se realizar\u00e1 de acuerdo con las normas recogidas en las presentes reglas y siempre que se hayan recibido las informaciones necesarias para ello.<\/p>\n

          La liquidaci\u00f3n diaria se considerar\u00e1 provisional si concurre cualquiera de los siguientes motivos:<\/p>\n

          a)\u2003La existencia de reclamaciones pendientes respecto del desarrollo de alguna sesi\u00f3n de contrataci\u00f3n del mercado.<\/p>\n

          b)\u2003Estar abierto el plazo para recepci\u00f3n de reclamaciones por parte de los agentes.<\/p>\n

          c)\u2003La existencia de reclamaciones pendientes respecto de la liquidaci\u00f3n.<\/p>\n

          d)\u2003La aparici\u00f3n, a posteriori, de valores err\u00f3neos en una liquidaci\u00f3n considerada como definitiva, que no pudieron ser detectados en su momento por los agentes ni por el operador del mercado.<\/p>\n

          e)\u2003Cualquier otra causa determinante de insuficiencia o inexactitud en las informaciones necesarias para practicar la liquidaci\u00f3n.<\/p>\n

          Expresamente, se har\u00e1 constar la causa o causas que determinen la provisionalidad.<\/p>\n

          La liquidaci\u00f3n diaria se considerar\u00e1 definitiva salvo que concurra alguno de los motivos a que se refieren los p\u00e1rrafos anteriores.\u00bb<\/p>\n

          Nueve.\u2003Se modifican los apartados\u00a01 y\u00a02 de la Regla\u00a054.\u00aa, que quedan como sigue:<\/p>\n

          \u00ab54.1\u2003Agentes del mercado diario de producci\u00f3n a los que se les realiza la facturaci\u00f3n.<\/p>\n

          La facturaci\u00f3n se realizar\u00e1 a los agentes que participen en los mercados diario e intradiarios para el conjunto de unidades de producci\u00f3n y adquisici\u00f3n de las que sean titulares, considerando su porcentaje de participaci\u00f3n, y por el conjunto de unidades no de su titularidad, pero a las que representan en nombre propio y por cuenta ajena.<\/p>\n

          A los agentes que participen en el mercado en virtud de inscripci\u00f3n en el registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n y en virtud de su actividad como comercializador, consumidor directo en mercado o representaci\u00f3n de estas actividades, se les facturar\u00e1 por separado cada una de estas actividades.<\/p>\n

          A los agentes titulares de unidades de producci\u00f3n reguladas en el art\u00edculo\u00a02.1 del Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, y a los agentes titulares de unidades de adquisici\u00f3n, o a sus representantes en nombre propio, se les facturar\u00e1 el importe resultante de la aplicaci\u00f3n del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulados en dicho real decreto. A efectos de determinar las unidades de adquisici\u00f3n a las que les ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n, se estar\u00e1 a lo establecido en la Regla \u201cUnidades de adquisici\u00f3n a efectos de las liquidaciones del coste total asociado al mecanismo de ajuste\u201d.<\/p>\n

          Al operador del sistema el\u00e9ctrico portugu\u00e9s se le facturar\u00e1 la renta de congesti\u00f3n correspondiente al sistema el\u00e9ctrico portugu\u00e9s que se haya tenido en cuenta en el proceso de separaci\u00f3n de mercados en la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Portugal.<\/p>\n

          A los operadores del mercado designados en Francia, o terceras partes habilitadas por estos, se les facturar\u00e1 la parte de la renta de congesti\u00f3n correspondiente a la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Francia que les haya sido liquidada de acuerdo con las reglas de liquidaci\u00f3n.<\/p>\n

          Al operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol se le facturar\u00e1n las rentas de congesti\u00f3n correspondientes al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol que se hayan tenido en cuenta en el proceso de separaci\u00f3n de mercados en las interconexiones entre Espa\u00f1a y Portugal.<\/p>\n

          54.2\u2003Determinaci\u00f3n de las transacciones de compra-venta en el mercado de electricidad.<\/p>\n

          La determinaci\u00f3n de las transacciones que se producen en el mercado de electricidad entre los agentes del mercado es necesaria para que se pueda realizar la facturaci\u00f3n de manera adecuada.<\/p>\n

          Existir\u00e1 una transacci\u00f3n por cada venta de un agente del mercado en cada periodo de programaci\u00f3n y en cada mercado o segmento de liquidaci\u00f3n en la que el operador del mercado ser\u00e1 la contraparte compradora. Asimismo, existir\u00e1 una transacci\u00f3n por cada adquisici\u00f3n de un agente del mercado en cada periodo de programaci\u00f3n y en cada mercado o segmento de liquidaci\u00f3n en la que el operador del mercado ser\u00e1 la contraparte vendedora.<\/p>\n

          Existir\u00e1 una transacci\u00f3n en cada periodo de programaci\u00f3n y en cada mercado en el que se haya liquidado renta de la congesti\u00f3n entre cada uno de los titulares de la misma en los t\u00e9rminos de la legislaci\u00f3n aplicable y el operador del mercado, que ser\u00e1 la contraparte.<\/p>\n

          Existir\u00e1 una transacci\u00f3n en cada periodo de programaci\u00f3n en el que un titular de unidad de adquisici\u00f3n tenga energ\u00eda programada en el \u00faltimo programa horario final del d\u00eda y se liquide el coste del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulados en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo. El operador del mercado ser\u00e1 la contraparte vendedora.<\/p>\n

          Existir\u00e1 una transacci\u00f3n en cada periodo de programaci\u00f3n en el que un titular de instalaci\u00f3n con derecho a percepci\u00f3n del ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulados en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, tenga apuntes en cuenta correspondientes a los derechos de cobro del ajuste, recogidos en la Regla \u201cLiquidaci\u00f3n del ajuste a las instalaciones de producci\u00f3n\u201d, en la que el operador del mercado ser\u00e1 la contraparte compradora. Asimismo, existir\u00e1 una transacci\u00f3n en cada periodo de programaci\u00f3n en el que un titular de instalaci\u00f3n con derecho a percepci\u00f3n del ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulados en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, tenga apuntes en cuenta correspondientes a obligaciones de pago del ajuste, recogidos en la Regla \u201cLiquidaci\u00f3n del ajuste a las instalaciones de producci\u00f3n\u201d, en la que el operador del mercado ser\u00e1 la contraparte vendedora.\u00bb<\/p>\n

          Diez.\u2003Se modifica el apartado\u00a04 de la Regla\u00a054.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab54.4\u2003Conceptos incluidos en la factura.<\/p>\n

          La factura incluir\u00e1, adem\u00e1s de los datos del suministrador y del adquirente de energ\u00eda tal como se indica en la Regla de \u201cExpedici\u00f3n de la factura\u201d, los siguientes conceptos:<\/p>\n

          \u2013\u2002Serie de factura como entidad suministradora de energ\u00eda para cada agente suministrador y numeraci\u00f3n correlativa.<\/p>\n

          \u2013\u2002Serie de factura como entidad adquirente de energ\u00eda, que ser\u00e1 la serie del operador del mercado, con numeraci\u00f3n correlativa.<\/p>\n

          \u2013\u2002Fecha de expedici\u00f3n.<\/p>\n

          \u2013\u2002Fecha de vencimiento.<\/p>\n

          En el caso de la factura a una entidad adquirente de energ\u00eda, los siguientes datos de cabecera de factura del agente comprador, referidos a la sede de la actividad econ\u00f3mica o del establecimiento permanente al que se suministra la energ\u00eda, en caso de que se trate de un sujeto pasivo revendedor seg\u00fan la Directiva\u00a02006\/112\/CE del Consejo, de\u00a028 de noviembre de\u00a02006, relativa al sistema com\u00fan del impuesto sobre el valor a\u00f1adido, o los datos de su establecimiento situado en el territorio en el que se consume la energ\u00eda en el caso de otros sujetos pasivos:<\/p>\n

          \u2013\u2002Raz\u00f3n social del agente.<\/p>\n

          \u2013\u2002Persona a cuya atenci\u00f3n se expide la factura.<\/p>\n

          \u2013\u2002C\u00f3digo de Identificaci\u00f3n Fiscal (CIF).<\/p>\n

          \u2013\u2002Direcci\u00f3n.<\/p>\n

          \u2013\u2002C\u00f3digo Postal.<\/p>\n

          \u2013\u2002Ciudad.<\/p>\n

          \u2013\u2002Provincia.<\/p>\n

          \u2013\u2002Pa\u00eds.<\/p>\n

          En el caso de la factura de una entidad suministradora de energ\u00eda, como regla general, se incluir\u00e1n los mismos datos de cabecera de factura que se han comunicado para la factura como entidad adquirente. No obstante, lo anterior, los agentes que han comunicado en dichos datos un establecimiento permanente al cual se suministra la energ\u00eda situado fuera del territorio espa\u00f1ol, si poseen un establecimiento permanente o domicilio fiscal en el territorio espa\u00f1ol que intervenga en las entregas de electricidad, deber\u00e1n comunicar los datos anteriores referidos a dicho establecimiento para que sean utilizados en la factura de la entidad suministradora.<\/p>\n

          La factura incluir\u00e1 el importe a pagar o a cobrar por las operaciones de compra o venta realizadas en el mercado, que incluye la liquidaci\u00f3n de los mercados diarios e intradiarios, liquidaci\u00f3n del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica realizada por el operador del mercado, as\u00ed como los conceptos que reglamentariamente se determinen.<\/p>\n

          El importe que por este concepto figura en la factura de la entidad suministradora coincide con el importe total de las transacciones acreedoras del agente.<\/p>\n

          El importe que por este concepto figura en la factura de la entidad adquirente de energ\u00eda coincide con el importe total de las transacciones deudoras del agente.<\/p>\n

          La factura incluir\u00e1 tambi\u00e9n las cuotas e impuestos reglamentarios, que se detallan en la Regla \u201cCuotas e impuestos aplicables\u201d.\u00bb<\/p>\n

          Once.\u2003Se modifica el apartado\u00a02.3 de la Regla\u00a055.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab55.2.3\u2003Costes derivados de la armonizaci\u00f3n de los ciclos de pagos.<\/p>\n

          El operador del mercado, en su funci\u00f3n como contraparte central de los intercambios de energ\u00eda con los sistemas el\u00e9ctricos franc\u00e9s, portugu\u00e9s y marroqu\u00ed, armonizar\u00e1 los desfases temporales entre los cobros y los pagos a trav\u00e9s de la correspondiente financiaci\u00f3n:<\/p>\n

          \u2013\u2002Los operadores del mercado, designados en Espa\u00f1a y en Francia, o terceras partes habilitadas por \u00e9stos, se har\u00e1n cargo del\u00a050 % del coste de la financiaci\u00f3n requerida para hacer frente a los pagos entre ambos sistemas. El coste asignado al operador del mercado espa\u00f1ol se financiar\u00e1 con cargo a las rentas de congesti\u00f3n correspondientes al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.<\/p>\n

          \u2013\u2002Asimismo, el coste de la financiaci\u00f3n necesaria para cubrir el desfase entre el IVA soportado y el IVA repercutido por el operador del mercado derivado de su actuaci\u00f3n como contraparte central de las exportaciones, importaciones e intercambios intracomunitarios en el mercado, se financiar\u00e1 con cargo a las rentas de congesti\u00f3n correspondientes al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol del conjunto de las interconexiones.<\/p>\n

          \u2013\u2002Mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, el coste de los saldos acreedores en la cuenta bancaria del operador del mercado originado por las rentas de congesti\u00f3n netas transferidas por parte del operador del sistema, procedentes de las subastas mensuales de asignaci\u00f3n de capacidad en frontera con Francia, se financiar\u00e1 con cargo a las rentas de congesti\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol del conjunto de las interconexiones.\u00bb<\/p>\n

          Doce.\u2003Se modifica el apartado\u00a08 de la Regla\u00a055.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab55.8\u2003R\u00e9gimen de impagos e intereses de demora.<\/p>\n

          En el supuesto de impago, el comprador en el mercado incumplidor vendr\u00e1 obligado al pago de una penalizaci\u00f3n. Las cantidades adeudadas y no pagadas devengar\u00e1n intereses de demora, a contar desde la fecha en que el pago fuera exigible sin que se haya verificado, hasta la fecha en que efectivamente se haya abonado la cantidad pendiente, tal y como se determina a continuaci\u00f3n.<\/p>\n

          Si a las\u00a011 horas de la fecha de pago el banco del operador del mercado no ha recibido notificaci\u00f3n firme de la ejecuci\u00f3n del pago emitir\u00e1 un certificado, indicando el agente y el importe incumplido. Tras recibir esta notificaci\u00f3n el operador del mercado aplicar\u00e1 una penalizaci\u00f3n fija a cada agente incumplidor de\u00a0300 euros y ejecutar\u00e1, previa notificaci\u00f3n al interesado, la garant\u00eda constituida, conforme se establece en la Regla \u201cCriterios de actuaci\u00f3n frente a incumplimientos\u201d:<\/p>\n

          1.\u2003Si la ejecuci\u00f3n de la garant\u00eda permite el cobro inmediato de la misma, el operador del mercado efectuar\u00e1 el conjunto de los pagos previstos.<\/p>\n

          2.\u2003Si la ejecuci\u00f3n de la garant\u00eda no permite el cobro por el operador del mercado de la cantidad adeudada:<\/p>\n

          \u2013\u2002Se minorar\u00e1 a prorrata los derechos de cobro de los agentes del mercado que resulten acreedores en el horizonte de liquidaci\u00f3n, lo que origina un pr\u00e9stamo al agente moroso de dichos agentes. Dicha minoraci\u00f3n no afectar\u00e1 en ning\u00fan caso a la liquidaci\u00f3n correspondiente a los operadores del mercado designados en Francia o entidad habilitada por \u00e9stos.<\/p>\n

          \u2013\u2002La cantidad adeudada devengar\u00e1 intereses por los d\u00edas de demora al tipo \u20acSTR\u00a0(Euro Short-term Rate)<\/em>\u00a0m\u00e1s trescientos puntos b\u00e1sicos, con un m\u00ednimo de\u00a0200 euros, a cargo del agente moroso.<\/p>\n

          Las cantidades adeudadas se calcular\u00e1n seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:<\/p>\n

          D = E + max[E*i*P\/360;200] + 300<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          D: cantidad adeudada incluidos intereses de demora y la correspondiente penalizaci\u00f3n por incumplimiento.<\/p>\n

          E: cantidad adeudada y no pagada, excluidos intereses de demora.<\/p>\n

          i: tipo de inter\u00e9s de demora.<\/p>\n

          P: periodo de liquidaci\u00f3n de intereses.<\/p>\n

          El tipo de inter\u00e9s de demora aplicable ser\u00e1 el resultante de aplicar el tipo de inter\u00e9s interbancario seg\u00fan el tipo medio que publique diariamente el Banco de Espa\u00f1a para dep\u00f3sitos a un d\u00eda (Euro Short-term Rate<\/em>\u00a0– \u20acSTR) m\u00e1s tres puntos porcentuales.<\/p>\n

          Si un titular de una unidad de adquisici\u00f3n incumpliera el pago de la liquidaci\u00f3n del coste del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica, el operador del mercado ejecutar\u00e1 sus garant\u00edas y en caso de que \u00e9stas no fueran suficientes, prorratear\u00e1 la cantidad adeudada entre los titulares de instalaciones perceptoras del ajuste en proporci\u00f3n al saldo acreedor del importe del ajuste a percibir por dichas instalaciones. El operador del mercado comunicar\u00e1 a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico los incumplimientos de pago que se produzcan.<\/p>\n

          Una vez saldada la deuda, el operador del mercado proceder\u00e1 a la regularizaci\u00f3n de la misma, abonando la cantidad que result\u00f3 impagada m\u00e1s los correspondientes intereses de demora a los acreedores seg\u00fan lo establecido en los apartados anteriores.<\/p>\n

          Los importes correspondientes a los intereses de demora ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n siempre que el impago provoque la aplicaci\u00f3n de prorrateos de la cantidad impagada entre los agentes acreedores y esto suponga un retraso en el cobro de estos \u00faltimos. Los prorrateos se realizar\u00e1n el d\u00eda de cobros.<\/p>\n

          Con independencia de lo anterior, el agente incumplidor ser\u00e1 responsable de todos los da\u00f1os y perjuicios causados por el retraso.\u00bb<\/p>\n

          Trece.\u2003Se modifica el apartado\u00a01 de la Regla\u00a056.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab56.1\u2003Constituci\u00f3n de garant\u00edas.<\/p>\n

          Los agentes del mercado que puedan resultar deudores como resultado de sus operaciones en el mercado o en las liquidaciones del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, deber\u00e1n prestar al operador del mercado garant\u00eda suficiente para dar cobertura a las obligaciones econ\u00f3micas derivadas de sus transacciones, de tal modo que se garantice a los acreedores el cobro \u00edntegro de la energ\u00eda el\u00e9ctrica suministrada, al precio de la misma as\u00ed como los dem\u00e1s conceptos incluidos en la Regla de \u00abCuotas e impuestos aplicables\u00bb, y como m\u00e1ximo en el siguiente d\u00eda que se produzca la liquidaci\u00f3n del periodo correspondiente.<\/p>\n

          La falta de prestaci\u00f3n de esta garant\u00eda, su falta de aceptaci\u00f3n por el operador del mercado por considerarla insuficiente o inadecuada, o su falta de mantenimiento y actualizaci\u00f3n, impedir\u00e1n al agente del mercado intervenir en el mercado.\u00bb<\/p>\n

          Catorce.\u2003Se modifica el apartado\u00a05 de la Regla\u00a056.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab56.5\u2003Tipos de garant\u00edas.<\/p>\n

          Los agentes del mercado, si desean participar en los mercados, deber\u00e1n presentar:<\/p>\n

          \u2013\u2002Una garant\u00eda de operaci\u00f3n para cubrir el valor de las ofertas deudoras de las unidades de las que el agente es titular, siempre que la oferta la realice directamente el titular o su representante en nombre y por cuenta ajena, y el valor de las ofertas deudoras de las unidades a las que represente en nombre propio.<\/p>\n

          La insuficiencia de esta garant\u00eda impedir\u00e1 al agente participar en el proceso de casaci\u00f3n correspondiente.<\/p>\n

          Asimismo, los agentes del mercado est\u00e1n obligados a prestar las siguientes garant\u00edas:<\/p>\n

          \u2013\u2002Una garant\u00eda de cr\u00e9dito que responder\u00e1 de las obligaciones de pago devengadas y no pagadas. Esta garant\u00eda de cr\u00e9dito no ser\u00e1 fijada\u00a0a priori<\/em>\u00a0por el operador del mercado, sino que se calcular\u00e1 una vez se conozca el resultado de la liquidaci\u00f3n. Los agentes que hayan aportado una garant\u00eda de operaci\u00f3n que haya permitido la casaci\u00f3n de su oferta, tendr\u00e1n cubierta la garant\u00eda de cr\u00e9dito requerida como resultado de la liquidaci\u00f3n de dicha transacci\u00f3n mediante la conversi\u00f3n autom\u00e1tica en garant\u00eda de cr\u00e9dito de la parte de garant\u00eda de operaci\u00f3n que resulte necesaria.<\/p>\n

          \u2013\u2002Una garant\u00eda complementaria, exigible a los agentes en aquellos supuestos en que, previa consulta al Comit\u00e9 de Agentes del Mercado, el operador del mercado lo considere necesario, bien por existir un riesgo superior a la cobertura de la garant\u00eda de operaci\u00f3n, bien por otras circunstancias especiales que justifiquen objetivamente la exigencia de garant\u00edas complementarias.<\/p>\n

          A este respecto, el operador del mercado podr\u00e1 solicitar a una compa\u00f1\u00eda de\u00a0rating<\/em>\u00a0la calificaci\u00f3n del riesgo del agente que act\u00fae como comprador a efectos de justificar objetivamente la exigencia de una garant\u00eda complementaria con coste repercutible al agente afectado.<\/p>\n

          \u2013\u2002Una garant\u00eda requerida a agentes titulares de unidades de adquisici\u00f3n para responder de las obligaciones de pago de la liquidaci\u00f3n del coste del mecanismo de ajuste de los costes de generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulados en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

          El Comit\u00e9 de Agentes del Mercado podr\u00e1 solicitar en cualquier momento que se le informe de las garant\u00edas exigibles a un agente y de las garant\u00edas aportadas.\u00bb<\/p>\n

          Quince.\u2003Se modifican los apartados\u00a07.1 y\u00a07.2 de la Regla\u00a056.\u00aa, que quedan como sigue:<\/p>\n

          \u00ab56.7.1\u2003Informaci\u00f3n de garant\u00edas puesta a disposici\u00f3n de los agentes.<\/p>\n

          Para que los agentes conozcan en todo momento el importe de las garant\u00edas de cr\u00e9dito que en cada momento correspondan, y puedan estimar si disponen de suficientes garant\u00edas de operaci\u00f3n para sus operaciones en el mercado, as\u00ed como la vigencia de sus garant\u00edas, el operador del mercado, pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los agentes a trav\u00e9s del Sistema de Informaci\u00f3n del Operador del Mercado, la siguiente informaci\u00f3n permanentemente actualizada:<\/p>\n

          a)\u2003Balance de garant\u00edas, o garant\u00eda de operaci\u00f3n, para las siguientes sesiones de mercado con la mejor informaci\u00f3n disponible hasta el momento.<\/p>\n

          b)\u2003Par\u00e1metros para estimaci\u00f3n de la cobertura de sus ofertas. Este valor es orientativo y no supone responsabilidad alguna del operador del mercado respecto de la suficiencia o no de garant\u00edas de operaci\u00f3n del agente.<\/p>\n

          c)\u2003Fecha de caducidad de las garant\u00edas formalizadas.<\/p>\n

          d)\u2003Los requerimientos de garant\u00edas solicitados a las unidades de adquisici\u00f3n para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulados en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, as\u00ed como su estado de cumplimiento.<\/p>\n

          56.7.2\u2003Balance de garant\u00edas.<\/p>\n

          El operador del mercado dispondr\u00e1 del balance de garant\u00edas de cada agente actualizado en todo momento, como garant\u00eda de operaci\u00f3n para ser considerado en las siguientes sesiones de casaci\u00f3n de cada mercado, tanto en el momento de la inserci\u00f3n de ofertas como en las verificaciones previas a la casaci\u00f3n.<\/p>\n

          El balance de garant\u00edas de un agente en un momento determinado se formar\u00e1 como suma de los siguientes asientos:<\/p>\n

          a)\u2003Garant\u00edas presentadas y aceptadas por el operador del mercado.<\/p>\n

          b)\u2003Facturas diarias de adquisici\u00f3n o, en su defecto, borradores (con valor negativo), acumuladas del agente en el horizonte actual o en el siguiente<\/p>\n

          c)\u2003Derechos de cobro del propio agente no cedidos a terceros o bien recibidos de un tercero cedente, como resultado de las facturas de venta o, en su defecto, borradores, acumulados en el horizonte actual o en el siguiente.<\/p>\n

          d)\u2003Saldo neto deudor (con valor negativo) de los derechos de cobro propios no cedidos o recibidos de terceros y de las obligaciones de pago acumulados, como resultado de las facturas en el horizonte anterior hasta que el pago se considere efectuado.<\/p>\n

          e)\u2003Saldo neto acreedor (con valor positivo) de los derechos de cobro propios no cedidos o recibidos de terceros y de las obligaciones de pago, como resultado de las facturas en el horizonte anterior hasta la hora m\u00e1xima para su consideraci\u00f3n, que ser\u00e1 la hora del d\u00eda de emisi\u00f3n de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de \u201cHorarios y plazos para las solicitudes de los agentes\u201d.<\/p>\n

          f)\u2003Cobros (con valor positivo) retenidos al agente del horizonte previo para cubrir obligaciones de pago del horizonte actual del agente al que se los cede hasta que dichos cobros se conviertan en una garant\u00eda en efectivo del agente beneficiario de los mismos el d\u00eda de cobros.<\/p>\n

          g)\u2003Anotaciones, con signo negativo, por el valor de las ofertas deudoras incorporadas al proceso de casaci\u00f3n del mercado diario o de alguna sesi\u00f3n de subasta del mercado intradiario en tanto dicho mercado no se liquide, seg\u00fan se establece en las Reglas de \u201cElementos b\u00e1sicos del procedimiento de casaci\u00f3n del mercado diario\u201d y de \u201cVerificaci\u00f3n del cumplimiento de garant\u00edas\u201d.<\/p>\n

          h)\u2003Importe de garant\u00edas reservado a la negociaci\u00f3n en el mercado intradiario continuo, con signo negativo, incluyendo la reducci\u00f3n practicada en caso de que no existiese excedente suficiente.<\/p>\n

          i)\u2003Importe de las garant\u00edas requeridas, con signo negativo, a las unidades de adquisici\u00f3n para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

          j)\u2003Importe de transacciones de adquisici\u00f3n y venta en el mercado intradiario continuo tras cada sincronizaci\u00f3n y en tanto no se incluyan en las facturas o borradores.<\/p>\n

          k)\u2003Importes derivados de cualquier otra obligaci\u00f3n ante el operador del mercado en relaci\u00f3n con su actuaci\u00f3n en el mismo<\/p>\n

          Los asientos que tengan origen en solicitudes de los agentes a trav\u00e9s del Sistema de Informaci\u00f3n del Operador del Mercado, se aceptar\u00e1n y tramitar\u00e1n seg\u00fan los plazos establecidos en la Regla de \u201cHorarios y plazos para las solicitudes de los agentes\u201d.<\/p>\n

          Los asientos de los puntos b) y c) se anotar\u00e1n tan pronto como se realice la facturaci\u00f3n tras cada casaci\u00f3n de una sesi\u00f3n de mercado y tras cada sincronizaci\u00f3n con la Plataforma de Negociaci\u00f3n del Operador del Mercado.<\/p>\n

          A efecto de balance de garant\u00edas, la liberaci\u00f3n de la garant\u00eda por el pago efectuado se realizar\u00e1 de acuerdo con lo establecido en la Regla de \u201cObligaciones para los agentes del mercado que resulten como compradores\u201d.<\/p>\n

          Los asientos de retenci\u00f3n del cobro, en su caso, se anotar\u00e1n en la hora del d\u00eda de emisi\u00f3n de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de \u201cHorarios y plazos para las solicitudes de los agentes\u201d para la consideraci\u00f3n del saldo acreedor del punto e).\u00bb<\/p>\n

          Diecis\u00e9is.\u2003Se modifica el apartado\u00a07.3.1 de la Regla\u00a056.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab56.7.3.1\u2003Garant\u00edas de operaci\u00f3n y de cr\u00e9dito.<\/p>\n

          El operador del mercado pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los agentes en su sistema inform\u00e1tico un simulador de las garant\u00edas de operaci\u00f3n y de cr\u00e9dito que el sujeto podr\u00eda necesitar en funci\u00f3n de su actividad prevista en el mercado y de los precios recientes. Dicho valor ser\u00e1 considerado una estimaci\u00f3n siendo responsabilidad del agente el disponer de las garant\u00edas apropiadas.<\/p>\n

          Dicha simulaci\u00f3n permitir\u00e1, a los sujetos que lo deseen, formalizar dicho importe como garant\u00eda con antelaci\u00f3n a su participaci\u00f3n en el mercado, y s\u00f3lo si dicho importe se tornase insuficiente para cubrir las garant\u00edas de operaci\u00f3n necesarias para sus ofertas, deber\u00edan aportar garant\u00edas adicionales.<\/p>\n

          El criterio para realizar dicha estimaci\u00f3n ser\u00e1 el siguiente:<\/p>\n

          Sea<\/p>\n

          EOP = previsi\u00f3n de compras en el mercado diario en N d\u00edas con unidades de adquisici\u00f3n, excepto las de consumidor directo a mercado.<\/p>\n

          EDC = previsi\u00f3n de ventas en el mercado diario en N d\u00edas con unidades de venta.<\/p>\n

          EOPcd = previsi\u00f3n de compras en el mercado diario en N d\u00edas con unidades de adquisici\u00f3n de consumidor directo a mercado.<\/p>\n

          RIE = porcentaje con derecho a beneficiarse de reducci\u00f3n en el Impuesto de Electricidad en caso de que el agente ostente o represente la actividad de consumidor directo en mercado en Espa\u00f1a y disponga de CIE.<\/p>\n

          EOFC = energ\u00eda m\u00e1xima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con el conjunto de sus unidades, excepto con las de consumidor directo a mercado<\/p>\n

          EOFcd = energ\u00eda m\u00e1xima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con las unidades de consumidor directo a mercado<\/p>\n

          N = n\u00famero de d\u00edas comprendidos en el horizonte de liquidaci\u00f3n m\u00e1s los d\u00edas adicionales hasta el pago. Tendr\u00e1 como m\u00ednimo el valor de\u00a010 y podr\u00e1 valer hasta\u00a015 en caso de festivos y d\u00edas inh\u00e1biles en el Banco de Espa\u00f1a.<\/p>\n

          PEST = precio medio ponderado por la energ\u00eda en zona espa\u00f1ola y portuguesa del precio espa\u00f1ol y portugu\u00e9s en cada hora de los \u00faltimos\u00a030 d\u00edas. El precio espa\u00f1ol o portugu\u00e9s en cada hora ser\u00e1 la media ponderada por la energ\u00eda casada en la hora en la zona correspondiente en cada mercado, del precio del mercado diario en la zona, de cada uno de los intradiarios de subastas en la zona y del precio de referencia del mercado continuo en la zona.<\/p>\n

          PC = precio m\u00e1ximo positivo al que el agente espera ofertar sus compras<\/p>\n

          IE = Cuota del Impuesto Especial sobre la Electricidad. Se aplicar\u00e1 a la empresa facturada seg\u00fan las normas establecidas, que se detallan en la Regla de \u201cImpuesto Especial sobre la Electricidad\u201d.<\/p>\n

          IVA = cuota del Impuesto del Valor A\u00f1adido en Espa\u00f1a, en valor unitario. Se aplicar\u00e1 a la empresa facturada seg\u00fan las normas establecidas, que se detallan en la Regla de \u201cImpuesto del Valor A\u00f1adido\u201d.<\/p>\n

          GC = garant\u00eda de cr\u00e9dito.<\/p>\n

          GMIC = volumen de garant\u00eda destinado a la negociaci\u00f3n en el mercado intradiario continuo en cada ciclo de sincronizaci\u00f3n.<\/p>\n

          La garant\u00eda de cr\u00e9dito ser\u00e1:<\/p>\n

          a)\u2003Si el agente est\u00e1 establecido en Espa\u00f1a:<\/p>\n

          GC = (EOP*PEST + EOPcd*PEST*(1+ IE*(1-RIE*0,85\/100)))*(1+IVA) + GMIC<\/p>\n

          b)\u2003Si el agente no est\u00e1 establecido en Espa\u00f1a:<\/p>\n

          GC = EOP*PEST + EOPcd*PEST*(1+ IE*(1-RIE*0,85\/100)) + GMIC<\/p>\n

          Los derechos de cobro que el agente podr\u00e1 cederse a s\u00ed mismo o a terceros ser\u00e1n:<\/p>\n

          a)\u2003Si el agente est\u00e1 establecido en Espa\u00f1a:<\/p>\n

          DC = EDC*PEST*(1+IVA)<\/p>\n

          b)\u2003Si el agente no est\u00e1 establecido en Espa\u00f1a:<\/p>\n

          DC = EDC*PEST<\/p>\n

          La garant\u00eda de operaci\u00f3n ser\u00e1:<\/p>\n

          a)\u2003Si el agente est\u00e1 establecido en Espa\u00f1a:<\/p>\n

          GO = (EOFC*PC + EOFcd*PC*(1+IE))*(1+IVA)<\/p>\n

          b)\u2003Si el agente no est\u00e1 establecido en Espa\u00f1a:<\/p>\n

          GO = EOFC*PC + EOFcd*PC*(1+IE)<\/p>\n

          El total de las garant\u00edas necesarias para el agente, en el supuesto de que se ceda los derechos de cobro a s\u00ed mismo ser\u00e1:<\/p>\n

          G = Max (GC-DC, 0) + GO<\/p>\n

          En el caso de titulares de unidades de adquisici\u00f3n deber\u00e1n aportar adicionalmente el valor correspondiente al requerimiento de garant\u00edas para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulados en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, recogido en la Regla \u201cPar\u00e1metros para la determinaci\u00f3n de los requerimientos de garant\u00edas a los titulares de unidades de adquisici\u00f3n\u201d.\u00bb<\/p>\n

          Diecisiete.\u2003Se incluye un nuevo apartado\u00a07.3.2 de la Regla\u00a056.\u00aa, con el siguiente texto:<\/p>\n

          \u00ab56.7.3.2\u2003Par\u00e1metros para la determinaci\u00f3n de los requerimientos de garant\u00edas a los titulares de unidades de adquisici\u00f3n.<\/p>\n

          Para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica, el operador del mercado requerir\u00e1 unas garant\u00edas espec\u00edficas a los titulares de unidades de adquisici\u00f3n. Estas garant\u00edas se cuantificar\u00e1n valorando la energ\u00eda m\u00e1xima diaria de compra de las unidades de oferta de adquisici\u00f3n de dichos titulares que no se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a08 del Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, al Precio de Riesgo de Ajuste (PRAJ), tal y como se define a continuaci\u00f3n:<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          GAJ: garant\u00edas requeridas a los titulares de unidades de adquisici\u00f3n para cubrir el coste correspondiente al mecanismo de ajuste.<\/p>\n

          Pmax<\/sub>(ua,z): potencia m\u00e1xima de cada unidad de adquisici\u00f3n en la zona de precio z de la que el agente es titular o representante en nombre propio, expresada en MW. No se considerar\u00e1n en el c\u00f3mputo las potencias de unidades de almacenamiento (consumo de bombeo o bater\u00edas), unidades de consumo de servicios auxiliares de instalaciones de generaci\u00f3n, unidades gen\u00e9ricas o unidades porfolio de compra.<\/p>\n

          EEXA(z,d): energ\u00eda diaria exenta del pago del ajuste declarada por el agente titular en la zona de precio z en el d\u00eda de c\u00e1lculo d, seg\u00fan se establece en el art\u00edculo\u00a08 del Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, expresada en MWh.<\/p>\n

          p: n\u00famero de periodos de programaci\u00f3n del d\u00eda. Siendo p igual a\u00a024 en programaci\u00f3n horaria.<\/p>\n

          r: resoluci\u00f3n del periodo, tomando el valor\u00a01 en resoluci\u00f3n horaria.<\/p>\n

          n: n\u00famero de d\u00edas a cubrir por dichos requerimientos. Siendo n igual a\u00a02.<\/p>\n

          PRAJ: precio de riesgo de ajuste, expresado en \u20ac\/MWh.<\/p>\n

          El importe del requerimiento de garant\u00edas calculado con la f\u00f3rmula anterior, se incrementar\u00e1 con los impuestos y cuotas aplicables que correspondan en cada caso.<\/p>\n

          La modificaci\u00f3n al alza de la potencia m\u00e1xima configurada en el Operador de Mercado para una unidad de adquisici\u00f3n, conllevar\u00e1 el correspondiente rec\u00e1lculo de las garant\u00edas requeridas para cubrir el coste del mecanismo de ajuste (GAJ).<\/p>\n

          El precio de riesgo de ajuste (PRAJ) se calcular\u00e1 como:<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          Cmax: coste m\u00e1ximo del mecanismo del ajuste que se puede producir en un periodo de programaci\u00f3n.<\/p>\n

          Ec: energ\u00eda m\u00ednima de compra no exenta del pago del coste del ajuste, del conjunto de unidades de adquisici\u00f3n que se haya producido en un periodo de programaci\u00f3n dentro del periodo de c\u00e1lculo.<\/p>\n

          El periodo de c\u00e1lculo comprender\u00e1 inicialmente un intervalo de\u00a030 d\u00edas ya completamente cerrados. El Operador del Mercado podr\u00e1 establecer el valor para el periodo de c\u00e1lculo mediante instrucci\u00f3n.<\/p>\n

          El valor obtenido para el precio PRAJ se redondear\u00e1 al alza, a dos decimales.<\/p>\n

          El coste m\u00e1ximo en un periodo de programaci\u00f3n se producir\u00e1 al concurrir al mercado toda la energ\u00eda susceptible de ser retribuida a trav\u00e9s del mecanismo de ajuste. Este coste m\u00e1ximo se calcular\u00e1 como:<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          Pmax<\/sub>(up): potencia m\u00e1xima de cada instalaci\u00f3n (up) con derecho a percibir el ajuste, expresada en MW.<\/p>\n

          \u03b1: factor de modulaci\u00f3n que tomar\u00e1 valores seg\u00fan el precio de referencia del gas, de acuerdo con la siguiente tabla:<\/p>\n\n\n\n\n\n\n\n
          PGN<\/sub><\/strong><\/td>\n\u03b1<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
          [0,100]<\/td>\n1,00<\/td>\n<\/tr>\n
          (100,200]<\/td>\n0,75<\/td>\n<\/tr>\n
          (200,\u221e]<\/td>\n0,50<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

          \u03b4: Coeficiente de minoraci\u00f3n dependiente de la programaci\u00f3n del conjunto de las instalaciones con derecho a ajuste, y de la energ\u00eda m\u00e1xima de dichas instalaciones en un periodo de entrega. Para su c\u00e1lculo se tomar\u00e1 la hora del periodo de c\u00e1lculo con el m\u00e1ximo cociente entre la suma de energ\u00eda programada en los mercados diario e intradiario para el d\u00eda de entrega a todas unidades de venta con derecho a percibir el ajuste de costes en esa hora (Ep<\/sub>) y la suma de la energ\u00eda m\u00e1xima horaria de las mismas (Emax<\/sub>). El valor del coeficiente de minoraci\u00f3n tendr\u00e1 un decimal y se redondear\u00e1 al decimal superior. El Operador del Mercado podr\u00e1 establecer un valor m\u00ednimo para este par\u00e1metro por instrucci\u00f3n.<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          r: resoluci\u00f3n del periodo, tomando\u00a01 en resoluci\u00f3n horaria.<\/p>\n

          max(Y): m\u00e1xima cuant\u00eda unitaria del ajuste de costes en los d\u00edas comprendidos en el periodo de c\u00e1lculo. El mecanismo de c\u00e1lculo de la cuant\u00eda unitaria Y se define en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

          El t\u00e9rmino Ec se calcular\u00e1 como:<\/p>\n

          Siendo:<\/p>\n

          Eadq(h,ua): la energ\u00eda en el programa horario final de cada unidad de adquisici\u00f3n (ua) en cada periodo de programaci\u00f3n h, del periodo de c\u00e1lculo, excluyendo s\u00e1bados, domingos y festivos en Espa\u00f1a.<\/p>\n

          EEXU( h): demanda que se beneficia de las coberturas declaradas de acuerdo con el art\u00edculo\u00a08 del Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, en el periodo h.<\/p>\n

          El operador del mercado actualizar\u00e1 el precio de riesgo de ajuste semanalmente, sin perjuicio de que pueda actualizar dicho valor ante previsiones de variaciones del precio de referencia del gas, demanda o total de energ\u00eda retribuida mediante el mecanismo de ajuste de costes. Dicho par\u00e1metro se comunicar\u00e1 a los agentes a trav\u00e9s del Sistema de Informaci\u00f3n del Operador del Mercado.<\/p>\n

          Los requerimientos de garant\u00edas a los titulares de unidades de adquisici\u00f3n y su estado de cumplimiento podr\u00e1n consultarse a trav\u00e9s del Sistema de Informaci\u00f3n del Operador del Mercado. En caso de insuficiencia de garant\u00edas para cubrir el requerimiento calculado, los agentes dispondr\u00e1n de\u00a03 d\u00edas h\u00e1biles para aportar las garant\u00edas necesarias y dar cumplimiento al requerimiento.<\/p>\n

          Todos los par\u00e1metros podr\u00e1n ser modificados mediante instrucci\u00f3n del operador del mercado.\u00bb<\/p>\n

          Dieciocho.\u2003Se modifica el apartado\u00a07.4.1 de la Regla\u00a056.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab56.7.4.1\u2003C\u00e1lculo de los derechos de cobro reconocidos que se pueden ceder a terceros.<\/p>\n

          Los derechos de cobro que un agente del mercado puede ceder a otro agente y que se considerar\u00e1n v\u00e1lidos para la constituci\u00f3n de garant\u00edas ser\u00e1n los que consten en las facturas de venta o borradores de las mismas que a\u00fan no hayan sido incluidos en la nota de abono o cargo del correspondiente horizonte de liquidaci\u00f3n.<\/p>\n

          En el caso particular de los derechos de cobro correspondientes al mecanismo de ajuste del coste de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, \u00e9stos no se tendr\u00e1n en consideraci\u00f3n hasta la liquidaci\u00f3n completa del d\u00eda de entrega que se realizar\u00e1 por el operador del mercado una vez finalizada la negociaci\u00f3n del cada d\u00eda de entrega.<\/p>\n

          En el balance de las garant\u00edas se tendr\u00e1n en cuenta los derechos de cobro resultantes de las liquidaciones del mercado de un agente como instrumento v\u00e1lido y eficaz de garant\u00eda de un tercero.\u00bb<\/p>\n

          Diecinueve.\u2003Se modifica el apartado\u00a09 de la Regla\u00a056.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab56.9\u2003Criterios de actuaci\u00f3n frente a los incumplimientos.<\/p>\n

          Se consideran los siguientes tipos de incumplimiento:<\/p>\n

          1.\u2003Incumplimiento por demora en el pago.<\/p>\n

          En caso de que alg\u00fan agente del mercado incumpliera, en todo o en parte, cualquiera de sus obligaciones de pago derivadas de las transacciones llevadas a cabo en el mercado, el operador del mercado ejecutar\u00e1 con la m\u00e1xima diligencia y con la mayor brevedad las garant\u00edas constituidas, a fin de asegurar el cumplimiento de las obligaciones del agente del mercado incumplidor.<\/p>\n

          Asimismo, a los efectos de lo dispuesto en el art\u00edculo\u00a086 del Real Decreto\u00a01955\/2000, de\u00a01 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribuci\u00f3n, comercializaci\u00f3n, suministro y procedimientos de autorizaci\u00f3n de instalaciones de energ\u00eda el\u00e9ctrica, si el agente incumplidor es un consumidor directo en mercado, el operador del mercado comunicar\u00e1 inmediatamente dicho incumplimiento, al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico y a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.<\/p>\n

          2.\u2003Incumplimiento en el mantenimiento de los instrumentos de garant\u00edas.<\/p>\n

          En el caso de que transcurrido el quinto d\u00eda h\u00e1bil anterior a la fecha de expiraci\u00f3n de la garant\u00eda \u00e9sta no hubiese sido sustituida por una garant\u00eda con vigencia superior a los cinco d\u00edas h\u00e1biles siguientes, se ejecutar\u00e1 el importe necesario para cubrir los requerimientos pendientes.<\/p>\n

          En relaci\u00f3n con los avales, l\u00edneas de cr\u00e9dito o seguros de cauci\u00f3n prestados ante el operador del mercado que no cumplan con los requisitos establecidos, o bien aquellos que dejen de cumplirlos por una rebaja sobrevenida de su calificaci\u00f3n, el operador del mercado requerir\u00e1 su sustituci\u00f3n por otra garant\u00eda v\u00e1lida en el plazo de diez d\u00edas h\u00e1biles.<\/p>\n

          Si la entidad avalista o aseguradora fuese declarada en suspensi\u00f3n de pagos o quiebra, o hubiera quedado sin efecto la autorizaci\u00f3n administrativa para el ejercicio de su actividad, el obligado a prestar garant\u00eda deber\u00e1 sustituir dicha garant\u00eda por otra, de la misma modalidad o de otra de las recogidas en este punto, dentro de los siete d\u00edas h\u00e1biles siguientes a la fecha en que se produzca el cambio en la situaci\u00f3n de la entidad avalista o aseguradora.<\/p>\n

          Si transcurrido el plazo establecido en los dos p\u00e1rrafos anteriores, las garant\u00edas no se hubieran sustituido, se ejecutar\u00e1n en la cantidad necesaria para cubrir los requerimientos de garant\u00edas del incumplidor.<\/p>\n

          3.\u2003Incumplimiento de los requerimientos de garant\u00edas para cubrir las obligaciones relativas al mecanismo de ajuste de los costes de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica regulados en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

          En caso de que alg\u00fan agente del mercado no atendiera total o parcialmente al requerimiento realizado por el operador del mercado, de acuerdo a lo establecido en la Regla \u201cPar\u00e1metros para la determinaci\u00f3n de los requerimientos de garant\u00edas a los titulares de unidades de adquisici\u00f3n\u201d, el operador del mercado inhabilitar\u00e1 con la m\u00e1xima diligencia y con la mayor brevedad al agente incumplidor del requerimiento. Dicha inhabilitaci\u00f3n ser\u00e1 comunicar\u00e1 al operador del sistema espa\u00f1ol o portugu\u00e9s en el que est\u00e9n situadas sus unidades, que proceder\u00e1 de manera inmediata, a la inhabilitaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n de dicho agente.<\/p>\n

          Asimismo, a los efectos de lo dispuesto en el Real Decreto\u00a01955\/2000, de\u00a01 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribuci\u00f3n, comercializaci\u00f3n, suministro y procedimientos de autorizaci\u00f3n de instalaciones de energ\u00eda el\u00e9ctrica, si el agente incumplidor es un consumidor directo en mercado, el operador del mercado comunicar\u00e1 inmediatamente dicho incumplimiento, al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico y a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.<\/p>\n

          La ejecuci\u00f3n de la garant\u00eda por cualquiera de los motivos recogidos en este punto conllevar\u00e1 el pago de una penalizaci\u00f3n del\u00a00.01 % de la cantidad ejecutada, con un m\u00ednimo de\u00a0300 euros, que se abonar\u00e1 al operador del mercado. Dichos valores podr\u00e1n modificarse mediante instrucci\u00f3n del operador del mercado.\u00bb<\/p>\n

          Veinte.\u2003Se modifica el apartado\u00a01 de la regla\u00a057.\u00aa, que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00ab57.1\u2003Secuencia de operaciones del mercado diario<\/p>\n

          A continuaci\u00f3n, se establece la secuencia de las operaciones del mercado diario, donde las horas indicadas corresponden a la Hora Central Europea (CET).<\/p>\n

          a)\u2003Antes de las\u00a09:45 horas, el operador del Mercado Ib\u00e9rico del Gas (MIBGAS), facilitar\u00e1 al operador del mercado el precio del gas natural en \u20ac\/MWh que se corresponde con el par\u00e1metro PGN<\/sub>\u00a0regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo.<\/p>\n

          b)\u2003Una vez recibido el par\u00e1metro PGN<\/sub>\u00a0y antes de las\u00a010:00 horas, el operador del mercado pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los agentes el precio anteriormente mencionado, as\u00ed como el valor del t\u00e9rmino \u201cY\u201d de la cuant\u00eda unitaria del ajuste.<\/p>\n

          c)\u2003Antes de las\u00a010:30, el operador del mercado pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los operadores de sistema la cuant\u00eda unitaria del ajuste.<\/p>\n

          d)\u2003Antes de las\u00a010:30 horas, los operadores del sistema habr\u00e1n puesto a disposici\u00f3n del operador del mercado la informaci\u00f3n sobre:<\/p>\n

          \u2013\u2002La mejor previsi\u00f3n de la demanda, referida a meses completos y publicada en los primeros quince d\u00edas del mes anterior a aqu\u00e9l al que se refiere la previsi\u00f3n.<\/p>\n

          \u2013\u2002La situaci\u00f3n de la red de transporte y las indisponibilidades parciales o totales de las unidades de producci\u00f3n o adquisici\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/p>\n

          \u2013\u2002La capacidad m\u00e1xima de importaci\u00f3n y exportaci\u00f3n en cada una de las interconexiones internacionales, con un horizonte diario, con valores horarios.<\/p>\n

          \u2013\u2002La capacidad disponible de importaci\u00f3n y exportaci\u00f3n en cada una de las interconexiones internacionales, para el d\u00eda siguiente, para su consideraci\u00f3n en el proceso de casaci\u00f3n del mercado diario.<\/p>\n

          \u2013\u2002Las ejecuciones de contratos bilaterales nacionales con entrega f\u00edsica o con unidades de programaci\u00f3n gen\u00e9rica, de que dispongan, para poder validar correctamente los m\u00e1ximos disponibles de unidades de oferta.<\/p>\n

          \u2013\u2002Las ejecuciones de contratos bilaterales a trav\u00e9s de las fronteras internacionales del sistema ib\u00e9rico con sistemas externos, de que disponga, previo acuerdo entre los operadores del sistema implicados.<\/p>\n

          Esta informaci\u00f3n se pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los agentes del mercado en lo que afecte a sus unidades de venta y adquisici\u00f3n.<\/p>\n

          La informaci\u00f3n sobre indisponibilidades podr\u00e1 ser actualizada posteriormente, en cualquier momento, hasta el instante de cierre de aceptaci\u00f3n de ofertas del mercado diario, en caso de existir modificaciones en los datos.<\/p>\n

          La informaci\u00f3n sobre capacidad en las interconexiones internacionales podr\u00e1 ser actualizada posteriormente, en cualquier momento hasta las\u00a011:25 horas para su consideraci\u00f3n en el mercado diario, en caso de existir modificaciones en los datos.<\/p>\n

          e)\u2003Los agentes podr\u00e1n reclamar el resultado de la validaci\u00f3n de las ofertas de compra y de venta hasta cinco (5) minutos despu\u00e9s del cierre de la aceptaci\u00f3n de ofertas para la sesi\u00f3n correspondiente.<\/p>\n

          f)\u2003El operador del mercado realizar\u00e1 el an\u00e1lisis de las reclamaciones presentadas al proceso de validaci\u00f3n a la recepci\u00f3n de las ofertas y soluci\u00f3n de las mismas, en caso de que la reclamaci\u00f3n sea atendible, y pueda subsanarse en tiempo \u00fatil.<\/p>\n

          g)\u2003A las\u00a012:00 horas, el operador del mercado cerrar\u00e1 el periodo de recepci\u00f3n y validaci\u00f3n de las ofertas de compra y de venta realizadas por los agentes del mercado para el mercado diario.<\/p>\n

          h)\u2003A partir de las\u00a012:00 horas, y una vez realizado el an\u00e1lisis de las reclamaciones presentadas al proceso de validaci\u00f3n de ofertas, se proceder\u00e1 a iniciar el proceso de la casaci\u00f3n, salvo que se determine en el mencionado proceso de an\u00e1lisis que es preciso prolongar el periodo de aceptaci\u00f3n de ofertas por alguna causa justificada.<\/p>\n

          i)\u2003Durante el proceso de preparaci\u00f3n de ofertas para la casaci\u00f3n, se realizar\u00e1n las validaciones definidas en las presentes reglas, incluyendo la comprobaci\u00f3n de la existencia de garant\u00edas que respalden econ\u00f3micamente cada oferta presentada. En caso de no ser superadas las mencionadas validaciones, se proceder\u00e1 a la anulaci\u00f3n de la oferta correspondiente, que no ser\u00e1 a partir de entonces considerada en el proceso de casaci\u00f3n.<\/p>\n

          j)\u2003Una vez efectuadas las validaciones anteriores, se ejecutar\u00e1 la casaci\u00f3n de las ofertas presentadas con el algoritmo Euphemia.<\/p>\n

          k)\u2003Antes de las\u00a013:00 horas, el operador del mercado pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los operadores del sistema y de los agentes el resultado provisional del proceso de casaci\u00f3n con la confidencialidad correspondiente. Simult\u00e1neamente se pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los agentes la informaci\u00f3n correspondiente a sus unidades de venta y adquisici\u00f3n.<\/p>\n

          l)\u2003Los agentes del mercado dispondr\u00e1n de diez (10) minutos a partir de la puesta a disposici\u00f3n del resultado provisional del proceso de casaci\u00f3n por el operador del mercado para formular reclamaciones a \u00e9ste, que se tramitar\u00e1n seg\u00fan el procedimiento establecido. El operador del mercado, durante este periodo de tiempo podr\u00e1 plantear las incidencias que, a su juicio, hayan ocurrido en el proceso. Igualmente, los operadores del sistema podr\u00e1n plantear, antes de transcurridos\u00a010 minutos desde la puesta a disposici\u00f3n de los operadores del sistema del resultado provisional del proceso de casaci\u00f3n, la existencia de una de las incidencias establecidas por los operadores del mercado al resultado de la casaci\u00f3n.<\/p>\n

          m)\u2003Antes de las\u00a013:00 horas, en caso de haber sido confirmados los resultados de la casaci\u00f3n del mercado diario por todos los operadores del mercado, estos ser\u00e1n firmes.<\/p>\n

          n)\u2003El operador del mercado diario pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del operador del mercado a plazo antes de las\u00a014:00 horas de cada d\u00eda los precios y los vol\u00famenes de contrataci\u00f3n negociados en cada hora en el mercado diario para el d\u00eda siguiente, as\u00ed como el resultado del proceso de entrega f\u00edsica.<\/p>\n

          o)\u2003Antes de las\u00a014:00 horas el operador del mercado comunicar\u00e1 a los agentes, en su caso, la existencia de alguna reclamaci\u00f3n pendiente de resoluci\u00f3n, o alguna incidencia planteada por el operador del mercado, que pueda provocar la repetici\u00f3n de la casaci\u00f3n. En este caso el horario de la secuencia podr\u00e1 ser alterado seg\u00fan lo especificado en la Regla de \u201cAlteraciones al horario\u201d.<\/p>\n

          p)\u2003Antes de las\u00a013:30 horas, una vez realizado el proceso de incorporaci\u00f3n de las energ\u00edas declaradas por los agentes como contratos bilaterales a los operadores del sistema, \u00e9stos comunicar\u00e1n al operador del mercado el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).<\/p>\n

          q)\u2003En el caso de que fuera necesario repetir el proceso de casaci\u00f3n, por las razones indicadas en puntos anteriores, y que, a consecuencia, el Programa Base de Casaci\u00f3n (PDBC) no resulte coherente con el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), los operadores del sistema repetir\u00e1n el procedimiento de incorporaci\u00f3n de energ\u00edas de contratos bilaterales f\u00edsicos para generar un nuevo Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), tomando como base el nuevo Programa Diario Base de Casaci\u00f3n (PDBC).<\/p>\n

          r)\u2003Antes de las\u00a014:45 horas, los operadores del sistema pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del mercado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD), que habr\u00e1 solucionado las restricciones t\u00e9cnicas previstas en el sistema, informando el operador del mercado a los agentes de los datos correspondientes a sus unidades de producci\u00f3n y adquisici\u00f3n.\u00bb<\/p>\n

          Veintiuno.\u2003Se modifica la regla final que queda como sigue:<\/p>\n

          \u00abRegla Final.<\/p>\n

          Aquellos agentes responsables de las instalaciones referidas en el art\u00edculo\u00a02.1 del Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, podr\u00e1n solicitar la identificaci\u00f3n de las unidades de oferta beneficiarias del ajuste ante el operador del mercado a partir del quinto d\u00eda h\u00e1bil a contar desde la entrada en vigor del mencionado real decreto-ley.<\/p>\n

          Los detalles de la puesta en funcionamiento de la aplicaci\u00f3n del mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo, ser\u00e1n previamente comunicados a todos los agentes.\u00bb<\/p>\n

          ANEXO II<\/strong><\/p>\n

          Declaraci\u00f3n responsable sobre la energ\u00eda mensual cubierta por instrumentos de\u00a0cobertura<\/strong><\/p>\n

          Yo, don\/do\u00f1a .\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026, con NIF\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026., en nombre y representaci\u00f3n, como consejero delegado o cargo de an\u00e1loga responsabilidad, del agente de mercado.\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026., con NIF\u2026\u2026\u2026.. y domicilio social en\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026\u2026.<\/p>\n

          Declaro bajo mi responsabilidad, a efectos de la comunicaci\u00f3n de la energ\u00eda sujeta a alg\u00fan instrumento de cobertura, de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a08 del Real Decreto-ley\u00a010\/2022, de\u00a013 de mayo:<\/p>\n

          \u2013\u2002Que el agente de mercado anteriormente citado, para el periodo de vigencia del mecanismo de ajuste, tiene suscritas coberturas (compras y ventas) de acuerdo con lo previsto en art\u00edculo\u00a08, concretamente (se\u00f1alar las que procedan):<\/p>\n

          [ ] Contrato\/s a plazo con liquidaci\u00f3n f\u00edsica o financiera registrados en c\u00e1maras de contrapartida central en las que se admita el registro de productos de cobertura con subyacente el precio de la electricidad espa\u00f1ol o portugu\u00e9s o, de no haber sido registrados en c\u00e1mara, comunicados al organismo correspondiente bajo la normativa REMIT o EMIR,<\/p>\n

          [ ] Contratos de suministro celebrados con consumidores finales a precio fijo, de conformidad con lo establecido en el apartado\u00a06 del mencionado art\u00edculo\u00a08.<\/p>\n

          \u2013\u2002Que las coberturas aportadas son todas las que afectan a los meses de aplicaci\u00f3n del mecanismo de ajuste, no habiendo dejado ninguna otra operaci\u00f3n realizada en los mercados a plazo que afecte a estos meses sin comunicar.<\/p>\n

          \u2013\u2002Que anexo a la presente declaraci\u00f3n se adjunta certificado de la c\u00e1mara de contrapartida central o justificante de la comunicaci\u00f3n bajo la normativa REMIT o EMIR que acredita la energ\u00eda mediante la posici\u00f3n neta compradora asociada a instrumentos de cobertura a plazo registrados en dicha c\u00e1mara o comunicados al organismo correspondiente, en cada uno de los meses del periodo de vigencia del mecanismo de ajuste. Esta informaci\u00f3n se remitir\u00e1 al operador del mercado por los medios telem\u00e1ticos que se establezcan,<\/p>\n

          \u2013\u2002Que el total de la energ\u00eda mensual asociada a instrumentos de cobertura para el periodo de liquidaci\u00f3n o entrega, en el periodo de vigencia del mecanismo de ajuste, es la indicada en las plantillas\u00a01 y\u00a02 siguientes.<\/p>\n

          Asimismo, manifiesto que la informaci\u00f3n proporcionada es completa y veraz y que me comprometo a notificar los cambios que supongan una modificaci\u00f3n en lo aqu\u00ed declarado, asumiendo las responsabilidades legales en caso de incumplimiento, falsedad u omisi\u00f3n.<\/p>\n

          \u2013\u2002Declaro conocer que el valor de la energ\u00eda comunicada al operador del mercado en cada mes, as\u00ed como la restante documentaci\u00f3n aportada, ser\u00e1 objeto de comprobaci\u00f3n por el operador del mercado, que llevar\u00e1 a cabo las actuaciones oportunas para garantizar la veracidad de la documentaci\u00f3n aportada.<\/p>\n

          De conformidad con lo establecido en el apartado\u00a05 del art\u00edculo\u00a011, la inexactitud o falsedad de la informaci\u00f3n aportada en esta declaraci\u00f3n responsable ser\u00e1 constitutiva de infracci\u00f3n muy grave, de conformidad con lo establecido en el art\u00edculo\u00a064 de la Ley\u00a024\/2013, de\u00a026 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.<\/p>\n

          En…………………………. a ……. de ……………………….. de ……..<\/p>\n

          (Firma electr\u00f3nica)<\/p>\n

          Plantilla\u00a01 (informaci\u00f3n desagregada por pa\u00eds, Espa\u00f1a y Portugal)<\/em><\/p>\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
          \u00a0<\/strong><\/td>\nPosici\u00f3n antes del 26 de abril de 2022<\/strong><\/td>\nUnidad<\/strong><\/td>\nPeriodo de entrega o liquidaci\u00f3n<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n
          Mes de entrada en vigor del mecanismo (M)<\/strong><\/td>\nM+1<\/strong><\/td>\nM+2<\/strong><\/td>\nM+3<\/strong><\/td>\n\u2026<\/strong><\/td>\nM+12<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
          Registro en OMIClear<\/td>\nPosici\u00f3n compradora C<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Posici\u00f3n vendedora V<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Posici\u00f3n neta (C-V)<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Registro en BME Clearing<\/td>\nPosici\u00f3n compradora C<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Posici\u00f3n vendedora V<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Posici\u00f3n neta (C-V)<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Registro en European Commodity\u00a0Clearing<\/td>\nPosici\u00f3n compradora C<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Posici\u00f3n vendedora V<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Posici\u00f3n neta (C-V)<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Contratos no registrados en c\u00e1mara que han sido comunicados bajo REMIT<\/td>\nPosici\u00f3n neta compradora (C-V)<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Contratos no registrados en c\u00e1mara que han sido comunicados bajo EMIR<\/td>\nPosici\u00f3n neta compradora (C-V)<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Total<\/td>\nPosici\u00f3n compradora C<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Posici\u00f3n vendedora V<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Posici\u00f3n neta (C-V)<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

          Plantilla\u00a02.\u2003Informaci\u00f3n a reportar cuando se presente como cobertura la energ\u00eda asociada a los contratos de suministro con los consumidores finales (informaci\u00f3n desagregada por pa\u00eds, Espa\u00f1a y Portugal)<\/em><\/p>\n\n\n\n\n\n\n\n\n
          Energ\u00eda con clientes finales<\/strong><\/td>\nUnidad<\/strong><\/td>\nMes de consumo<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n
          Mes de entrada en vigor del mecanismo (M)<\/strong><\/td>\nM+1<\/strong><\/td>\nM+2<\/strong><\/td>\nM+3<\/strong><\/td>\nM+4<\/strong><\/td>\nM+5<\/strong><\/td>\nM+6<\/strong><\/td>\nM+7<\/strong><\/td>\nM+8<\/strong><\/td>\nM+9<\/strong><\/td>\n\u2026<\/strong><\/td>\nM+12<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
          Contratos de suministro celebrados o prorrogados con los consumidores finales con precio fijo con anterioridad al 26 de abril de 2022 en tanto no se renueven ni se prorroguen ni sus precios se vean modificados antes de la fecha de finalizaci\u00f3n del contrato o de la pr\u00f3rroga.<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Contratos de suministro a precio indexado celebrados con los consumidores finales, a fecha de 26 de abril de 2022<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n
          Resto de contratos de la cartera del comercializador<\/td>\nMWh<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

          Plantilla\u00a03.\u2003Listado de CUPS a reportar cuando se presente como cobertura la energ\u00eda asociada a los contratos de suministro con los consumidores finales (informaci\u00f3n desagregada por pa\u00eds, Espa\u00f1a y Portugal)<\/em><\/p>\n\n\n\n\n\n\n
          \u00a0<\/strong><\/td>\nEnerg\u00eda exenta en cada Mes de consumo (MWh) (en el caso de productos con energ\u00eda indexada y no indexada se indicar\u00e1 la parte no indexada)<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
          CUPS<\/td>\nTarifa de acceso<\/td>\nFecha de finalizaci\u00f3n del contrato o de la pr\u00f3rroga<\/td>\n% Energ\u00eda indexada<\/td>\nMes de entrada en vigor del mecanismo (M)<\/td>\nM+1<\/td>\nM+2<\/td>\nM+3<\/td>\nM+4<\/td>\nM+5<\/td>\nM+6<\/td>\nM+7<\/td>\nM+8<\/td>\nM+9<\/td>\n\u2026<\/td>\nM+12<\/td>\n<\/tr>\n
          <\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

          Nota: La suma de la energ\u00eda reportada en la plantilla\u00a03 deber\u00e1 coincidir mensualmente con la reportada en la plantilla\u00a02 en la fila \u00abContratos de suministro celebrados o prorrogados con los consumidores finales con precio fijo con anterioridad al\u00a026 de abril de\u00a02022 en tanto no se renueven ni se prorroguen ni sus precios se vean modificados antes de la fecha de finalizaci\u00f3n del contrato o de la pr\u00f3rroga\u00bb.<\/p>\n

           <\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

          Real Decreto-ley 10\/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con car\u00e1cter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producci\u00f3n para la reducci\u00f3n del precio de la electricidad en el mercado mayorista. 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