{"id":6287,"date":"2020-12-24T09:44:28","date_gmt":"2020-12-24T09:44:28","guid":{"rendered":"http:\/\/www.normativamunicipal.com\/?p=6287"},"modified":"2026-09-30T09:25:51","modified_gmt":"2026-09-30T09:25:51","slug":"energia-electrica-8","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/normativamunicipal.com\/?p=6287","title":{"rendered":"ENERGIA ELECTRICA"},"content":{"rendered":"

Resoluci\u00f3n de 10 de diciembre de 2020, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueba la adaptaci\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n del sistema a las condiciones relativas al balance aprobadas por Resoluci\u00f3n de 11 de diciembre de 2019.<\/strong><\/p>\n


\nBOE de 24 de diciembre de 2020
\nTEXTO ORIGINAL
\nLa Ley 3\/2013, de 4 de junio, de creaci\u00f3n de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-Ley 1\/2019, de 11 de enero, en su art\u00edculo 7, acerca de la supervisi\u00f3n y control en el sector el\u00e9ctrico y en el sector del gas natural, determina en su apartado primero la potestad de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia de establecer, mediante circular, las metodolog\u00edas relativas a la prestaci\u00f3n de servicios de balance y de no frecuencia del sistema el\u00e9ctrico que, desde el punto de vista de menor coste, de manera justa y no discriminatoria proporcionen incentivos adecuados para que los usuarios de la red equilibren su producci\u00f3n y consumo.
\nEn fecha 2 de diciembre de 2019, se public\u00f3 en el Bolet\u00edn Oficial del Estado la Circular 3\/2019, de 20 de noviembre, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\nLa Circular 3\/2019, en su art\u00edculo 5, establece que el operador del sistema deber\u00e1 elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulaci\u00f3n europea. Asimismo, en su art\u00edculo 19 establece que el operador del sistema ser\u00e1 responsable de la gesti\u00f3n de los mercados de servicios de balance prestados por los proveedores de estos servicios para garantizar el adecuado equilibrio entre la generaci\u00f3n y la demanda, y la seguridad y la calidad del suministro el\u00e9ctrico. Tambi\u00e9n seg\u00fan este mismo art\u00edculo ser\u00e1 responsable el operador del sistema de la liquidaci\u00f3n a los proveedores de los vol\u00famenes activados de energ\u00eda de balance, la liquidaci\u00f3n de los intercambios de energ\u00eda con otros operadores, as\u00ed como de la liquidaci\u00f3n de los desv\u00edos a cada sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance. Todo ello, seg\u00fan lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2017\/2195 de la Comisi\u00f3n, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance el\u00e9ctrico.
\nEl art\u00edculo 18 del Reglamento (UE) 2017\/2195 establece que los gestores de la red de transporte de cada estado miembro elaborar\u00e1n una propuesta relativa a las condiciones aplicables a los proveedores de servicios de balance y las condiciones aplicables a los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance. En el caso del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, dichas condiciones fueron aprobadas por la CNMC con fecha 11 de diciembre de 2019 y publicadas en el BOE el 23 de diciembre de 2019.
\nDe acuerdo con el Reglamento (UE) 2017\/2195, estas Condiciones deber\u00e1n estar implementadas antes de transcurridos 12 meses desde su aprobaci\u00f3n, para lo que se requiere la adaptaci\u00f3n a las mismas de los procedimientos de operaci\u00f3n del sistema. A tal fin, en el art\u00edculo 30.2 de las Condiciones relativas al balance se estableci\u00f3 un requerimiento al operador del sistema, solicit\u00e1ndole una propuesta de adaptaci\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n y en particular a: los art\u00edculos 7.1, 8.3, 8.5, 11.3 y 25.1; la participaci\u00f3n de la demanda en los servicios de balance; los art\u00edculos 9.2e y 9.4, en lo relativo a las pruebas para el procedimiento de habilitaci\u00f3n para la provisi\u00f3n de los servicios de balance; y los art\u00edculos 20.3 y 20.4, relativos al cambio de programas de los BRP.
\nEl operador del sistema someti\u00f3 a consulta p\u00fablica, a trav\u00e9s de su web, su propuesta de adaptaci\u00f3n de los procedimientos, desde el 23 de marzo hasta el 30 de abril de 2020. Adicionalmente, el operador del sistema celebr\u00f3 tres seminarios web a lo largo del mes de abril sobre el contenido de la propuesta, al objeto de aclarar dudas y facilitar la participaci\u00f3n de los sujetos interesados.
\nEn fecha 8 de junio de 2020, tuvo entrada en la CNMC escrito del operador del sistema, por el que remiti\u00f3 la propuesta de adaptaci\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n del sistema a las Condiciones relativas al balance, en cumplimiento de lo establecido en el art\u00edculo 5 de la Circular 2\/2020, de 9 de enero. En concreto, se adjuntan los siguientes procedimientos de operaci\u00f3n:
\n\u2013 P.O. 3.1 Proceso de programaci\u00f3n.
\n\u2013 P.O. 3.2 Restricciones t\u00e9cnicas.
\n\u2013 P.O. 3.3 Activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance procedentes del producto de reserva de sustituci\u00f3n (RR).
\n\u2013 P.O. 3.6 Comunicaci\u00f3n y tratamiento de las indisponibilidades de las instalaciones de generaci\u00f3n, demanda y almacenamiento.
\n\u2013 P.O. 3.8 Pruebas para la participaci\u00f3n de las instalaciones en los procesos y servicios gestionados por el operador del sistema.
\n\u2013 P.O. 7.2 Regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2013 P.O. 7.3 Regulaci\u00f3n terciaria.
\n\u2013 P.O. 9.1 Intercambios de informaci\u00f3n relativos al proceso de programaci\u00f3n.
\n\u2013 P.O. 14.1 Condiciones generales del proceso de liquidaci\u00f3n del operador del sistema.
\n\u2013 P.O. 14.2 Admisi\u00f3n de sujetos en el mercado y datos necesarios durante su participaci\u00f3n.
\n\u2013 P.O. 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
\nEl escrito se acompa\u00f1\u00f3 de un informe justificativo de los cambios incorporados en el texto de los procedimientos, as\u00ed como de los comentarios de los sujetos interesados, recibidos por el operador del sistema durante el per\u00edodo de consulta p\u00fablica de la propuesta, y las respuestas de dicho operador a las alegaciones de los sujetos, justificando las razones por las que se decide incorporar o no a los procedimientos cada uno de los comentarios recibidos.
\nCon fecha 31 de julio de 2020, y de acuerdo con la disposici\u00f3n transitoria d\u00e9cima de la Ley 3\/2013, de 4 de junio, se dio tr\u00e1mite de audiencia, enviando al Consejo Consultivo de Electricidad y al de Hidrocarburos la Propuesta de resoluci\u00f3n de la CNMC por la que se aprueba la adaptaci\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n a las Condiciones relativas al balance aprobadas por la CNMC el 11 de diciembre de 2019. Asimismo, en esa misma fecha, en cumplimiento del tr\u00e1mite de informaci\u00f3n p\u00fablica, se public\u00f3 en la p\u00e1gina web de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia la citada propuesta de resoluci\u00f3n para que los sujetos formularan sus alegaciones hasta el 21 de septiembre.
\nAdicionalmente a los procedimientos cuya revisi\u00f3n propon\u00eda el operador del sistema, la CNMC incorpor\u00f3 en el tr\u00e1mite de consulta un procedimiento adicional, sobre suspensi\u00f3n y restablecimiento de las actividades del mercado, as\u00ed como sendos cuestionarios sobre los requisitos para la constituci\u00f3n de las Unidades de Gesti\u00f3n Hidr\u00e1ulica y la necesidad de creaci\u00f3n de una plataforma local para la publicaci\u00f3n de informaci\u00f3n privilegiada. En este tr\u00e1mite, se recibieron comentarios de 25 sujetos, entre empresas y asociaciones, procedentes tanto del sector el\u00e9ctrico como del gasista.
\nCon fecha 31 de julio de 2020, se remiti\u00f3 igualmente la propuesta de resoluci\u00f3n a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas para que aportaran sus comentarios al respecto. Dicha Direcci\u00f3n General no formul\u00f3 comentarios a la propuesta.
\nLa Circular 3\/2019, en su art\u00edculo 5, establece que el operador del sistema deber\u00e1 elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulaci\u00f3n europea, entre otros, en lo relativo a la prestaci\u00f3n de servicios de balance en el sistema el\u00e9ctrico.
\nEl objetivo principal de la propuesta de revisi\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n PO 3.1, PO 3.2, PO 3.3, PO 3.6, PO 3.8, PO 7.2, PO 7.3, PO 9.1, PO 14.1, PO 14.2 y PO 14.4, presentada por el operador del sistema, es adaptar su contenido a las Condiciones relativas al balance, aprobadas por la CNMC el 11 de diciembre de 2019, de acuerdo con lo dispuesto en el art\u00edculo 18 del Reglamento (UE) 2017\/2195.
\nPor otro lado, la Circular 3\/2019, en su art\u00edculo 23, asigna a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia la funci\u00f3n de aprobar los procedimientos de operaci\u00f3n derivados del desarrollo de dicha circular.
\nLos procedimientos de operaci\u00f3n que se aprueban mediante la presente resoluci\u00f3n PO 3.1, PO 3.2, PO 3.3, PO 3.6, PO 3.8, P.O 3.9, PO 7.2, PO 7.3, PO 9.1, PO 14.1, PO 14.2 y PO 14.4, se modifican para adaptarlos a las Condiciones relativas al balance, aprobadas por la CNMC el 11 de diciembre de 2019, de acuerdo con lo dispuesto en el art\u00edculo 18 del Reglamento (UE) 2017\/2195.
\nLos cambios introducidos frente a la regulaci\u00f3n vigente son tanto de car\u00e1cter general como espec\u00edficos. Los cambios m\u00e1s relevantes son los siguientes:
\n1. Se incorpora en los procedimientos de operaci\u00f3n la terminolog\u00eda empleada en:
\n\u2013 Condiciones Relativas al Balance, aprobadas por Resoluci\u00f3n de la CNMC de 11 de diciembre de 2019.
\n\u2013 Circular 3\/2019 de la CNMC, de 20 de noviembre, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\n\u2013 Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad (Reglamento MIE).
\n\u2013 Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una Directriz sobre la gesti\u00f3n de la red de transporte de electricidad (Reglamento SO).
\n\u2013 Reglamento (UE) 2017\/2195 de la Comisi\u00f3n, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una Directriz sobre el balance el\u00e9ctrico (Reglamento EB).
\n2. Se incorporan en los procedimientos todos los cambios necesarios para la participaci\u00f3n de la demanda y el almacenamiento, en los t\u00e9rminos reglamentariamente establecidos o que se establezcan, en los servicios de balance.
\n3. Se propone un nuevo procedimiento de operaci\u00f3n espec\u00edfico (PO 3.8) que incluye, entre otras, las pruebas de habilitaci\u00f3n para la participaci\u00f3n en los mercados de balance, para las unidades de programaci\u00f3n de generaci\u00f3n, demanda y almacenamiento.
\nEn este mismo procedimiento de operaci\u00f3n se recoge la potestad de los Gestores de las Redes de Distribuci\u00f3n (GRDs) de expresar su conformidad a la realizaci\u00f3n de las pruebas para la participaci\u00f3n en los servicios de regulaci\u00f3n secundaria, regulaci\u00f3n terciaria y energ\u00edas procedentes de reservas de sustituci\u00f3n, por parte de aquellas instalaciones de generaci\u00f3n, demanda y almacenamiento conectadas a la red de distribuci\u00f3n, en base a las condiciones recogidas en el Reglamento SO.
\n4. Se incorporan las condiciones de deshabilitaci\u00f3n respecto a la prestaci\u00f3n de los servicios de reservas de sustituci\u00f3n, regulaci\u00f3n secundaria y regulaci\u00f3n terciaria de las distintas unidades de programaci\u00f3n o zonas de regulaci\u00f3n, proveedoras de servicios de balance.
\n5. Se posibilitan los cambios de programa entre Sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance (BRP, por sus siglas en ingl\u00e9s), en coherencia con lo establecido en las Condiciones relativas al balance.
\n6. Se recoge la posibilidad de delegar contractualmente la responsabilidad del balance, de acuerdo con lo establecido en el reglamento MIE, seg\u00fan el cual todos los participantes en el mercado ser\u00e1n responsables de los desv\u00edos que causen en el sistema o delegar\u00e1n contractualmente esa responsabilidad. Se adapta la redacci\u00f3n de los procedimientos a las figuras del participante en el mercado (PM), el responsable del balance (BRP) y el proveedor de servicios de balance (BSP).
\n7. Se eliminan los l\u00edmites de precios en los mercados de balance, en aplicaci\u00f3n del Reglamento MIE y del Reglamento EB. Esta modificaci\u00f3n permitir\u00e1 presentar ofertas y obtener asignaciones de resultados en los mercados de balance con precios negativos. Asimismo, se incorporan las modificaciones necesarias con vistas a la eliminaci\u00f3n de los l\u00edmites de precios en los mercados de energ\u00eda.
\nSe modifica la propuesta del operador del sistema, permitiendo las ofertas a precios negativos en el servicio de restricciones en todos los periodos horarios de programaci\u00f3n de aquellos d\u00edas en que al menos se haya dado un precio negativo en su horizonte de programaci\u00f3n, bien en el mercado diario bien en las subastas de intradiario.
\n8. Se modifica respecto al PO 9 vigente la parte correspondiente a los intercambios de informaci\u00f3n con el operador del sistema ligados con el proceso de programaci\u00f3n, quedando recogida en un nuevo PO 9.1.
\n9. Se incorpora expl\u00edcitamente en el PO 3.2 la aplicaci\u00f3n de medidas topol\u00f3gicas en la Red de Transporte para la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, de acuerdo con el Reglamento SO.
\n10. Se crea un nuevo PO 3.9 sobre suspensi\u00f3n y restablecimiento de las actividades de mercado, al objeto de desarrollar el T\u00edtulo 4 de las Condiciones relativas al balance.
\n11. Tras el tr\u00e1mite de informaci\u00f3n p\u00fablica llevado a cabo por la CNMC, se han incorporado mejoras de redacci\u00f3n en varios procedimientos de operaci\u00f3n. Algunas derivan de la necesidad de adaptaci\u00f3n a nuevos criterios establecidos en normas de rango superior de reciente aprobaci\u00f3n, en particular, el Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementaci\u00f3n de los c\u00f3digos de red de conexi\u00f3n de determinadas instalaciones el\u00e9ctricas. Otros cambios responden a alegaciones formuladas por los sujetos interesados durante el tr\u00e1mite de consulta, o bien se trata de cambios menores que, sin tener impacto, permitir\u00e1n evitar que algunos textos tengan que ser revisados en el futuro para la introducci\u00f3n de la programaci\u00f3n cuartohoraria. Por el contrario, no se han aceptado otros cambios solicitados por los sujetos de mayor relevancia, bien por no considerarlos oportunos, bien porque la revisi\u00f3n del aspecto en cuesti\u00f3n ya se prev\u00e9 en un proceso posterior, de adaptaci\u00f3n de los POs a la programaci\u00f3n cuartohoraria u otras metodolog\u00edas de balance.
\nAdicionalmente a la modificaci\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n, la Sala de supervisi\u00f3n regulatoria de la CNMC solicita al operador del sistema que tenga en cuenta la necesidad de revisar el reparto de los costes de los servicios y, en particular, su repercusi\u00f3n a toda la demanda y\/o exclusivamente a la demanda.
\nLa Sala de supervisi\u00f3n regulatoria de la CNMC considera que las limitaciones impuestas por el Real Decreto 413\/2014 a la figura del representante deben extenderse a la figura del BRP, en cuanto \u00e9ste asume esas funciones de representaci\u00f3n a los efectos de la liquidaci\u00f3n del balance, solicit\u00e1ndose a REE que, para una mayor claridad de todos los participantes en el mercado, haga expresa esta limitaci\u00f3n, que es aplicable a esta figura del BRP, en el texto de las Condiciones relativas al balance en una pr\u00f3xima revisi\u00f3n.
\nSe solicita al operador del sistema que analice la conveniencia de contemplar la existencia de unidades de programaci\u00f3n para la venta de los comercializadores y, en su caso, lo incorpore en una pr\u00f3xima revisi\u00f3n de este procedimiento. Asimismo, se solicita a REE que incorpore informaci\u00f3n peri\u00f3dica sobre la evoluci\u00f3n de los excedentes de estas unidades en los informes de los servicios de ajuste del sistema, que remite mensualmente a la CNMC.
\nRespecto a la regulaci\u00f3n secundaria, se aclara que el p\u00e1rrafo 4 del art\u00edculo 7 de las Condiciones debe interpretarse que se refiere a MW instalados (en el caso de instalaciones de generaci\u00f3n) y a MW de potencia contratada (en el caso de instalaciones de demanda) correspondientes a aquellas instalaciones habilitadas e integradas dentro de una zona de regulaci\u00f3n para la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\nPor otra parte, el p\u00e1rrafo 5 del mismo art\u00edculo 7 de las Condiciones establece que cada zona de regulaci\u00f3n podr\u00e1 estar constituida por unidades de programaci\u00f3n habilitadas y no habilitadas para la participaci\u00f3n activa en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria, pero estando todas las unidades bajo la titularidad o la representaci\u00f3n del sujeto que ostenta la titularidad de la zona de regulaci\u00f3n. Igualmente, en este caso la interpretaci\u00f3n en sentido estricto del texto, y en particular del alcance del concepto de titularidad, resultar\u00eda m\u00e1s restrictiva que la regulaci\u00f3n anterior, incluso obligar\u00eda a reconfigurar zonas de regulaci\u00f3n que operan en la actualidad, ya que contienen instalaciones de las que el titular de la zona no es titular ni representante, pero con la que guarda relaci\u00f3n por pertenencia a un mismo grupo empresarial. Dado que estas zonas est\u00e1n funcionando adecuadamente, no estar\u00eda justificada su revisi\u00f3n.
\nA este respecto, se aclara que el concepto de titularidad debe interpretarse en el referido art\u00edculo en un sentido m\u00e1s amplio, pudi\u00e9ndose incorporar en un determinada zona de regulaci\u00f3n unidades que pertenezcan al mismo grupo de sociedades que el titular de la zona, entendi\u00e9ndose que las instalaciones que se incluyan en la zona por pertenecer al mismo grupo de sociedades tambi\u00e9n estar\u00e1n afectadas por la limitaci\u00f3n a los operadores dominantes prevista en el art\u00edculo 53 del Real Decreto 413\/2014. El sujeto titular de la zona de regulaci\u00f3n ser\u00e1 el responsable del cumplimiento del requisito de composici\u00f3n de las zonas establecido en el p\u00e1rrafo 5 del art\u00edculo 7 de las Condiciones relativas al balance. Esto es sin perjuicio del resto de requisitos establecidos para la integraci\u00f3n en zona de regulaci\u00f3n, como por ejemplo la adscripci\u00f3n de todas las unidades de la zona a un mismo centro de control.
\nPor \u00faltimo, se solicita al operador del sistema que adapte la redacci\u00f3n de los citados p\u00e1rrafos del art\u00edculo 7 de las Condiciones en el sentido expuesto, en el momento en que se lleve a cabo la revisi\u00f3n de dichas Condiciones.
\nTeniendo en cuenta que la garant\u00eda que actualmente se exige a los nuevos entrantes pudiera ser reducida para llevar a cabo la actividad de comercializaci\u00f3n (10.000 \u20ac), se solicita a REE que revise el nivel de garant\u00edas exigido a los sujetos participantes en el mercado, al objeto de buscar un adecuado equilibrio entre la libertad de entrada en el mercado y la necesidad de que los sujetos puedan responder a la responsabilidad por su participaci\u00f3n en dicho mercado.
\nEl anexo de la presente resoluci\u00f3n contiene los procedimientos de operaci\u00f3n P.O.3.1. Proceso de programaci\u00f3n, P.O.3.2. Restricciones t\u00e9cnicas, P.O.3.3. Activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance procedentes del producto de reserva de sustituci\u00f3n (RR), P.O.3.6. Comunicaci\u00f3n y tratamiento de las indisponibilidades de las instalaciones de generaci\u00f3n, demanda y almacenamiento, P.O.3.8. Pruebas para la participaci\u00f3n de las instalaciones en los procesos y servicios gestionados por el operador del sistema, P.O.3.9. Suspensi\u00f3n y restablecimiento de las actividades de mercado, P.O.7.2. Regulaci\u00f3n secundaria, P.O.7.3. Regulaci\u00f3n terciaria, P.O.9.1. Intercambios de informaci\u00f3n relativos al proceso de programaci\u00f3n, P.O.14.1. Condiciones generales del proceso de liquidaci\u00f3n del operador del sistema, P.O.14.2. Admisi\u00f3n de sujetos en el mercado y datos necesarios durante su participaci\u00f3n y P.O.14.4. Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema, una vez incorporados los cambios introducidos por la CNMC en los textos inicialmente remitidos por el OS de acuerdo con las consideraciones realizadas en esta resoluci\u00f3n.
\nPor cuanto antecede, la Sala de Supervisi\u00f3n Regulatoria de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, de acuerdo con la funci\u00f3n establecida en el art\u00edculo 7.1.c de la Ley 3\/2013, de 4 de junio, de creaci\u00f3n de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1\/2019 y desarrollada a trav\u00e9s de la Circular 3\/2019, de 20 de noviembre, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema, y en cumplimiento de lo establecido en el art\u00edculo 5.1 de dicha circular, resuelve:
\nPrimero.
\nAprobar los procedimientos de operaci\u00f3n P.O.3.1. Proceso de programaci\u00f3n, P.O.3.2. Restricciones t\u00e9cnicas, P.O.3.3. Activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance procedentes del producto de reserva de sustituci\u00f3n (RR), P.O.3.6. Comunicaci\u00f3n y tratamiento de las indisponibilidades de las instalaciones de generaci\u00f3n, demanda y almacenamiento, P.O.3.8. Pruebas para la participaci\u00f3n de las instalaciones en los procesos y servicios gestionados por el operador del sistema, P.O.7.2. Regulaci\u00f3n secundaria, P.O.7.3. Regulaci\u00f3n terciaria, P.O.9.1. Intercambios de informaci\u00f3n relativos al proceso de programaci\u00f3n, P.O.14.1. Condiciones generales del proceso de liquidaci\u00f3n del operador del sistema, P.O.14.2. Admisi\u00f3n de sujetos en el mercado y datos necesarios durante su participaci\u00f3n y P.O.14.4. Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema que se anexan a la presente Resoluci\u00f3n.
\nSegundo.
\nSe aprueban las Normas para la suspensi\u00f3n y el restablecimiento de las actividades del mercado y las Normas de liquidaci\u00f3n de desv\u00edos y liquidaci\u00f3n de energ\u00edas de balance en caso de suspensi\u00f3n de las actividades del mercado, previstas en los apartados 2 (e) y 2 (f) del art\u00edculo 4 del Reglamento (UE) 2017\/2196 de la Comisi\u00f3n, de 24 de noviembre de 2017 por el que se establece un c\u00f3digo de red relativo a emergencia y reposici\u00f3n del servicio, y se incorporan a los desarrollos de las Condiciones relativas al balance como P.O.3.9. Suspensi\u00f3n y restablecimiento de las actividades de mercado, seg\u00fan lo previsto en el apartado 2 del art\u00edculo 18 del Reglamento (UE) 2017\/2195 de la Comisi\u00f3n, de 23 de noviembre de 2017 por el que se establece una directriz sobre el balance el\u00e9ctrico, que se anexa a la presente Resoluci\u00f3n.
\nTercero.
\nEl operador del sistema deber\u00e1 realizar las actuaciones que se determinan en la parte expositiva de esta Resoluci\u00f3n, referentes a mandatos para adaptaciones adicionales de los procedimientos de operaci\u00f3n y de las condiciones relativas al balance y de los servicios de no frecuencia.
\nCuarto.
\nLa presente resoluci\u00f3n surtir\u00e1 efectos el martes siguiente a los treinta d\u00edas naturales de su publicaci\u00f3n en el \u00abBolet\u00edn Oficial del Estado\u00bb.
\nLa presente resoluci\u00f3n se publicar\u00e1 en el \u00abBolet\u00edn Oficial del Estado\u00bb, en cumplimiento de los establecido en el art\u00edculo 7.1, p\u00e1rrafo final, de la Ley 3\/2013, de 4 de junio, de creaci\u00f3n de la CNMC, y se publicar\u00e1 asimismo, en su versi\u00f3n \u00edntegra, en la p\u00e1gina web de la CNMC.
\nMadrid, 10 de diciembre de 2020.\u2012El Secretario del Consejo de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, Joaquim Hortal\u00e0 i Vallv\u00e9.
\nANEXO I
\nProcedimientos de operaci\u00f3n
\n\u2013 P.O. 3.1 Proceso de programaci\u00f3n.
\n\u2013 P.O. 3.2 Restricciones t\u00e9cnicas.
\n\u2013 P.O. 3.3 Activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance procedentes del producto de reserva de sustituci\u00f3n (RR).
\n\u2013 P.O. 3.6 Comunicaci\u00f3n y tratamiento de las indisponibilidades de las instalaciones de generaci\u00f3n, demanda y almacenamiento.
\n\u2013 P.O. 3.8 Pruebas para la participaci\u00f3n de las instalaciones en los procesos y servicios gestionados por el operador del sistema.
\n\u2013 P.O. 3.9 Suspensi\u00f3n y restablecimiento de las actividades de mercado.
\n\u2013 P.O. 7.2 Regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2013 P.O. 7.3 Regulaci\u00f3n terciaria.
\n\u2013 P.O. 9.1 Intercambios de informaci\u00f3n relativos al proceso de programaci\u00f3n..
\n\u2013 P.O. 14.1 Condiciones generales del proceso de liquidaci\u00f3n del operador del sistema.
\n\u2013 P.O. 14.2 Admisi\u00f3n de sujetos en el mercado y datos necesarios durante su participaci\u00f3n.
\n\u2013 P.O. 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
\nP.O. 3.1 PROCESO DE PROGRAMACI\u00d3N
\n1. Objeto.
\nEl objeto de este procedimiento es establecer el proceso de programaci\u00f3n diaria, intradiaria y en tiempo real de las unidades de programaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol en el mercado mayorista de electricidad, de forma que se garantice el suministro y la seguridad del sistema.
\nEl proceso de programaci\u00f3n incluye los siguientes procesos sucesivos:
\na) Elaboraci\u00f3n del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
\nb) Elaboraci\u00f3n del Programa Diario Viable Provisional (PDVP).
\nc) Contrataci\u00f3n diaria de banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nd) Elaboraci\u00f3n de los Programas Horarios Finales (PHF\/PHFC).
\ne) Elaboraci\u00f3n de los Programas Horarios Operativos (P48) y su cierre.
\nLos horarios para la publicaci\u00f3n de estos programas y otros intercambios de informaci\u00f3n relevantes para el proceso de programaci\u00f3n se recogen en el anexo I de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\nEl proceso de programaci\u00f3n se realiza en unidades de programaci\u00f3n (UP). Los criterios de organizaci\u00f3n de las UP del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol se establecen en el anexo II de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\nEn el anexo III se recoge el procedimiento para dar de alta y posteriormente nominar contratos bilaterales con entrega f\u00edsica ante el OS.
\nEl proceso de reclamaciones en el \u00e1mbito de la programaci\u00f3n se recoge en el anexo IV de este procedimiento.
\nEn el anexo V se detalla el proceso de validaci\u00f3n aplicado a la informaci\u00f3n correspondiente a la nominaci\u00f3n de programas de los mercados diario e intradiarios.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento es de aplicaci\u00f3n a:
\na) Operador del Sistema (OS).
\nb) Participantes en el mercado (PM), en el \u00e1mbito del sistema peninsular espa\u00f1ol.
\nA efectos de lo establecido en este procedimiento, corresponder\u00e1 al participante en el mercado:
\n\u2013 La solicitud al OS del alta, baja o modificaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n\u2013 La comunicaci\u00f3n de la informaci\u00f3n necesaria en el proceso de programaci\u00f3n:
\n\u2022 Nominaciones de programas de energ\u00eda y comunicaci\u00f3n de cambios de programa despu\u00e9s del mercado intradiario continuo.
\n\u2022 Desgloses de los programas de energ\u00eda en unidades f\u00edsicas (UF).
\n\u2022 Comunicaci\u00f3n de desv\u00edos e indisponibilidades.
\n\u2022 Env\u00edo de ofertas, en caso de participaci\u00f3n en los servicios de ajuste del sistema gestionados con mecanismos de mercado.
\n3. Programas de energ\u00eda, periodos de programaci\u00f3n y horarios.
\nLos programas de energ\u00eda corresponder\u00e1n a valores de MWh con un m\u00e1ximo de una cifra decimal.
\nLos periodos de programaci\u00f3n definidos en este procedimiento de operaci\u00f3n tendr\u00e1n una duraci\u00f3n de una hora.
\nTodos los horarios y los periodos de programaci\u00f3n (intervalos temporales semiabiertos definidos por su hora de inicio y su hora de fin) establecidos en este procedimiento de operaci\u00f3n est\u00e1n referidos a la Hora Central Europea, CET (Central European Time) o CEST (Central European Summer Time).
\n4. Definiciones.
\nA efectos de este procedimiento de operaci\u00f3n se deber\u00e1n tener en cuenta los t\u00e9rminos y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad y en el art\u00edculo 4 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, aprobadas por la CNMC, (en adelante Condiciones relativas al balance).
\nEn particular, los t\u00e9rminos correspondientes a:
\n\u2013 Mercado, se refiere al \u00abMercado mayorista de electricidad\u00bb al que se refiere el art\u00edculo 1 de la Circular 3\/2019 de 20 de noviembre, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\n\u2013 Participante en el mercado (PM), es una persona f\u00edsica o jur\u00eddica que compra, vende o genera electricidad, que participa en la agregaci\u00f3n o que es un gestor de la participaci\u00f3n activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energ\u00eda, incluida la emisi\u00f3n de \u00f3rdenes de negociaci\u00f3n, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de electricidad.
\n\u2013 Proveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en ingl\u00e9s): participante en el mercado que suministra energ\u00eda de balance y\/o reserva de balance a los TSO, tal como se define en el punto (12) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
\n\u2013 Sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance (BRP, por sus siglas en ingl\u00e9s): participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desv\u00edos en el mercado de la electricidad, tal como se define en el punto (14) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
\nAdicionalmente, se incorporan en este procedimiento las definiciones de los programas y asignaciones publicados por el OS:
\n\u2013 Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF): Es el programa de energ\u00eda diario de las diferentes unidades de programaci\u00f3n que integra la nominaci\u00f3n de los programas de energ\u00eda derivados del uso de los derechos f\u00edsicos de capacidad de largo plazo en la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a, los resultados de la casaci\u00f3n del mercado diario y la informaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n de contratos bilaterales con entrega f\u00edsica nominados al OS antes y despu\u00e9s del mercado diario.
\n\u2013 Programa Diario Viable Provisional (PDVP): Es el programa de energ\u00eda diario de las diferentes unidades de programaci\u00f3n que incorpora, sobre el PDBF, las modificaciones de programa derivadas del proceso diario de soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el programa diario base de funcionamiento.
\n\u2013 Asignaci\u00f3n diaria de banda de regulaci\u00f3n secundaria: Proceso de asignaci\u00f3n de ofertas de reserva de regulaci\u00f3n secundaria realizado por el OS para garantizar la disponibilidad de la reserva de regulaci\u00f3n secundaria a subir y a bajar requerida por el sistema para el d\u00eda siguiente.
\n\u2013 Programa Horario Final tras las subastas del mercado intradiario (PHF): Es el programa de energ\u00eda de las diferentes unidades de programaci\u00f3n que incorpora, sobre el PDVP, los ajustes de programa realizados en el mercado intradiario (subastas y rondas del mercado intradiario continuo) en cada una de las subastas del mercado intradiario para los periodos de programaci\u00f3n negociables en cada una de dichas subastas.
\n\u2013 Programa Horario Final definitivo (PHFC): Es el programa de energ\u00eda de las diferentes unidades de programaci\u00f3n, que incorpora, sobre el PDVP, los ajustes de programa realizados en el mercado intradiario (subastas y rondas del mercado intradiario continuo) en cada una de las rondas del mercado intradiario continuo para los periodos de programaci\u00f3n negociables en cada una de dichas rondas.
\n\u2013 Programa Horario Operativo (P48): Es el programa de energ\u00eda de las diferentes unidades de programaci\u00f3n que incorpora, sobre el PDVP, los ajustes de programa realizados en horizonte intradiario y los cambios de programa entre BRPs comunicados al OS tras el mercado intradiario continuo, las modificaciones de los programas necesarias para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real, las asignaciones de ofertas realizadas en los mercados de balance y los redespachos de energ\u00eda derivados de las declaraciones de indisponibilidad y de la comunicaci\u00f3n de desv\u00edos de las unidades de programaci\u00f3n.
\nLa publicaci\u00f3n del P48 se inicia tras la publicaci\u00f3n del PDVP para las horas correspondientes al d\u00eda en curso y el horizonte completo del d\u00eda siguiente, pudiendo ser actualizado posteriormente en cualquier momento, con anterioridad y durante la misma hora de suministro de la energ\u00eda.
\n\u2013 Programa Horario Operativo de Cierre (P48CIERRE): Es la publicaci\u00f3n que recoge el programa P48 de un d\u00eda completo. Se publica una vez ya transcurrido el d\u00eda.
\n5. Publicaci\u00f3n de informaci\u00f3n previa al mercado diario.
\nAntes de las 10:30 horas, el OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los PM y, en su caso, del operador del mercado (OM) u otras entidades, conforme a la regulaci\u00f3n vigente, la informaci\u00f3n correspondiente al d\u00eda siguiente y referente a:
\n\u2013 Previsi\u00f3n de demanda total del sistema.
\n\u2013 Previsiones de generaci\u00f3n de energ\u00eda e\u00f3lica y solar.
\n\u2013 Volumen agregado de indisponibilidades de las unidades de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Situaci\u00f3n prevista de la red de transporte.
\n\u2013 Valores de previsi\u00f3n de capacidad en las interconexiones internacionales: capacidad de intercambio (NTC, por sus siglas en ingl\u00e9s) y capacidad de intercambio disponible (ATC, por sus siglas en ingl\u00e9s).
\nEl OS mantendr\u00e1 actualizada esta informaci\u00f3n conforme a lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los intercambios de informaci\u00f3n relativos al proceso de programaci\u00f3n.
\n6. Elaboraci\u00f3n del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
\nAntes de las 13:30 horas, o bien antes de transcurridos 30 minutos tras la publicaci\u00f3n de la informaci\u00f3n correspondiente a los resultados de la casaci\u00f3n de ofertas en el mercado diario, el OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de todos los participantes en el mercado, y del OM, el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) de las unidades de programaci\u00f3n para el d\u00eda siguiente.
\nEl Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) integra la nominaci\u00f3n de los programas de energ\u00eda derivados de la nominaci\u00f3n del uso de los derechos f\u00edsicos de capacidad de largo plazo en la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a, los resultados de la casaci\u00f3n de ofertas del mercado diario y los contratos bilaterales con entrega f\u00edsica nominados al OS antes y despu\u00e9s del mercado diario. En caso de desacoplamiento de los mercados diarios, se integrar\u00e1n tambi\u00e9n en el PDBF los programas establecidos a trav\u00e9s de la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a en uso de los derechos f\u00edsicos de capacidad asignados en la subasta diaria de respaldo.
\nPara la elaboraci\u00f3n del PDBF se aplicar\u00e1n, a las nominaciones de programas del mercado diario y a la nominaci\u00f3n de contratos bilaterales, las validaciones establecidas en el anexo V de este procedimiento.
\n6.1 Nominaci\u00f3n del uso de los derechos f\u00edsicos de capacidad de intercambio de largo plazo en la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a.
\nEl OS, o tercero autorizado, notificar\u00e1 a los participantes del mercado los derechos f\u00edsicos de capacidad anuales y mensuales autorizados, conforme a las reglas de asignaci\u00f3n de capacidad aplicables a la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a.
\nLas diferencias entre los derechos f\u00edsicos de capacidad autorizados para la programaci\u00f3n y los derechos f\u00edsicos de capacidad previamente asignados ser\u00e1n las posibles reducciones de capacidad debidas a la identificaci\u00f3n de una situaci\u00f3n de congesti\u00f3n en la interconexi\u00f3n.
\nCon anterioridad al cierre del mercado diario, y siguiendo los horarios fijados en el anexo I y en las reglas de asignaci\u00f3n de capacidad aplicables a la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a, se llevar\u00e1n a cabo una serie de procesos sucesivos:
\n\u2013 Antes de las 8:30 horas, el OS recibir\u00e1 de los participantes en el mercado las notificaciones de uso de los derechos f\u00edsicos de capacidad anual y mensual que hayan sido autorizados. En el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, se considerar\u00e1 como notificaci\u00f3n de uso de los derechos f\u00edsicos de capacidad la comunicaci\u00f3n por el PM de la ejecuci\u00f3n de uno o m\u00e1s contratos bilaterales establecidos entre la unidad de programaci\u00f3n para la importaci\u00f3n (o la unidad de programaci\u00f3n para la exportaci\u00f3n) y las unidades de programaci\u00f3n gen\u00e9ricas, definidas ambas en el anexo II de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\nLa falta de notificaci\u00f3n de uso de la capacidad autorizada en los plazos establecidos, supondr\u00e1 una reventa de los derechos f\u00edsicos de capacidad correspondientes y dicha capacidad ser\u00e1 incluida por los OS en los valores de capacidad m\u00e1xima utilizables por el mecanismo de acoplamiento de los mercados en horizonte diario.
\n\u2013 Seguidamente, los operadores de los sistemas el\u00e9ctricos franc\u00e9s y espa\u00f1ol intercambiar\u00e1n la informaci\u00f3n relativa a las notificaciones de uso recibidas. A partir de los resultados de dichos intercambios de informaci\u00f3n relativos a la utilizaci\u00f3n de los derechos f\u00edsicos de capacidad anual y mensual autorizados, los dos OS establecer\u00e1n conjuntamente el valor total de los derechos f\u00edsicos de capacidad asignados y cuyo uso ha sido notificado en ambos sistemas el\u00e9ctricos.
\n\u2013 Una vez intercambiadas las notificaciones de uso de las capacidades asignadas en horizontes anual y mensual, los derechos de uso no notificados ser\u00e1n objeto de reventa y dicha capacidad ser\u00e1 incluida por los OS que comparten la correspondiente interconexi\u00f3n en los valores de capacidad m\u00e1xima utilizables por el mecanismo de acoplamiento de mercados en horizonte diario. En ese mismo proceso, los dos OS aplicar\u00e1n el principio de superposici\u00f3n de transacciones firmes en contradirecci\u00f3n, maximizando de este modo la utilizaci\u00f3n de la capacidad de intercambio.
\n\u2013 Antes de las 9:00 horas, el OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del OM la informaci\u00f3n de los derechos f\u00edsicos de capacidad asignados en horizontes anual y mensual y cuyo uso ha sido notificado en ambos sistemas el\u00e9ctricos, y los valores de capacidad m\u00e1xima utilizables por el mecanismo de acoplamiento de mercados en horizonte diario.
\n6.2 Nominaciones de contratos bilaterales f\u00edsicos antes del mercado diario.
\nAntes de las 10:15 horas, el OS recibir\u00e1 la nominaci\u00f3n correspondiente a:
\n\u2013 Contratos bilaterales internacionales con entrega f\u00edsica en interconexiones en las que no existe un procedimiento coordinado de asignaci\u00f3n de capacidad.
\n\u2013 Contratos bilaterales internos con entrega f\u00edsica que han elegido la opci\u00f3n de nominaci\u00f3n firme previa al mercado diario.
\nAntes de las 10:30 horas, el OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del OM la informaci\u00f3n relativa a la nominaci\u00f3n de contratos bilaterales con entrega f\u00edsica realizada ante el OS con anterioridad al mercado diario.
\nEn el caso de que detecte que se ha producido una incidencia, el OS, en coordinaci\u00f3n con el OM podr\u00e1 realizar las actuaciones oportunas y, en su caso, podr\u00e1 realizar nuevos env\u00edos de esta informaci\u00f3n modificando la ya enviada. En caso de producirse esta situaci\u00f3n, el OM y los OS del sistema ib\u00e9rico adoptar\u00e1n sus mejores esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
\n6.3 Resultado del mercado diario.
\nAntes de las 13:00 horas, el OS recibir\u00e1 del OM el resultado de la casaci\u00f3n en el mercado diario, incluidos, en su caso, los programas de energ\u00eda derivados de la integraci\u00f3n en el mercado de las contrataciones establecidas en el mercado a plazo con entrega f\u00edsica de la energ\u00eda, el orden de m\u00e9rito de las ofertas de compra y venta de energ\u00eda resultante de la casaci\u00f3n de ofertas en dicha sesi\u00f3n del mercado diario, y todas las ofertas presentadas a dicha sesi\u00f3n.
\nAsimismo, el OS recibir\u00e1 del OM la informaci\u00f3n relativa al precio marginal del mercado diario correspondiente a las zonas de oferta de Espa\u00f1a, Portugal y Francia y los valores de los programas de intercambio a trav\u00e9s de las interconexiones entre Espa\u00f1a y Francia y entre Espa\u00f1a y Portugal, as\u00ed como en las interconexiones internacionales no comunitarias.
\n6.4 Nominaciones despu\u00e9s del mercado diario.
\nAntes de las 13:00 h, o bien antes de transcurridos 20 minutos tras la publicaci\u00f3n de la informaci\u00f3n correspondiente a los resultados de la contrataci\u00f3n en el mercado diario, el OS recibir\u00e1 de los participantes del mercado la nominaci\u00f3n de los siguientes programas:
\n\u2013 Programas resultantes del mercado diario en unidades de programaci\u00f3n, en caso de no correspondencia un\u00edvoca entre la unidad de oferta en el mercado diario y la unidad de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Contratos bilaterales con entrega f\u00edsica internos que no hayan elegido la opci\u00f3n de nominaci\u00f3n firme previa al mercado diario, incluidos los contratos bilaterales con entrega f\u00edsica entre empresas comercializadoras.
\n\u2013 Modificaciones de contratos bilaterales internos que hayan elegido la opci\u00f3n de nominaci\u00f3n firme previa al mercado diario, siempre que esta modificaci\u00f3n suponga un incremento del programa de energ\u00eda firme previamente comunicado y no se modifiquen las unidades de programaci\u00f3n con las cuales el contrato bilateral haya sido previamente nominado.
\n6.5 Subasta Diaria de Respaldo (SDR) en la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a.
\nEn caso de desacoplamiento de mercados, la capacidad de intercambio disponible en el horizonte diario ser\u00e1 ofrecida en una Subasta Diaria de Respaldo (SDR) de acuerdo con lo dispuesto en las reglas de asignaci\u00f3n de capacidad aplicables a la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a.
\nTras la SDR, el OS o tercero habilitado pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del OM el valor de capacidad diaria autorizada para cada participante en el mercado en cada sentido de flujo, al objeto de que esta informaci\u00f3n pueda ser tenida en cuenta para la aceptaci\u00f3n de ofertas al mercado diario en los casos que as\u00ed corresponda.
\nAntes de las 13:00 horas, o bien antes de transcurridos 20 minutos tras la publicaci\u00f3n de la informaci\u00f3n correspondiente a los resultados del mercado diario, el OS recibir\u00e1 la nominaci\u00f3n de los contratos bilaterales con entrega f\u00edsica establecidos entre la unidad de programaci\u00f3n gen\u00e9rica y la unidad de programaci\u00f3n en frontera, al objeto de transferir, y anular as\u00ed, el programa de la unidad gen\u00e9rica.
\nFinalmente, y en caso de desacoplamiento de mercados, y si excepcionalmente esta SDR no pudiera celebrarse, la capacidad de intercambio disponible en el horizonte diario ser\u00e1 ofrecida en el mercado intradiario.
\n7. Comunicaci\u00f3n al OS de informaci\u00f3n relevante para los an\u00e1lisis de seguridad.
\n7.1 Desgloses de programa en unidades f\u00edsicas.
\nLos participantes en el mercado facilitar\u00e1n al OS la informaci\u00f3n correspondiente a los desgloses del programa de las unidades de programaci\u00f3n por unidad f\u00edsica y, en caso de que as\u00ed sea de aplicaci\u00f3n, por unidades equivalentes de acuerdo con los criterios de desglose de programas que haya establecido el OS de forma espec\u00edfica para dicha unidad de programaci\u00f3n, al objeto de que esta informaci\u00f3n pueda ser tenida en cuenta en los an\u00e1lisis de seguridad del sistema.
\nCon car\u00e1cter general, las unidades f\u00edsicas se encuentran definidas en el anexo II de este procedimiento para cada tipo de unidad de programaci\u00f3n. Por razones de seguridad del sistema, en determinados casos el OS podr\u00e1 definir y comunicar previamente a los participantes del mercado, los criterios y c\u00f3digos espec\u00edficos a utilizar para la realizaci\u00f3n de estos desgloses en unidades f\u00edsicas equivalentes, conforme a lo establecido en el anexo II de este procedimiento.
\nEste desglose de programas ser\u00e1 aplicable a todas aquellas unidades de programaci\u00f3n compuestas por m\u00e1s de una unidad f\u00edsica en los diferentes horizontes de programaci\u00f3n en los que la unidad de programaci\u00f3n haya modificado su programa:
\n\u2013 En horizonte diario, antes de las 13:00 horas, o bien antes de transcurridos 20 minutos tras la publicaci\u00f3n de la informaci\u00f3n correspondiente a los resultados del mercado diario.
\n\u2013 En horizonte intradiario:
\n\u2022 Antes de transcurridos 15 minutos tras la recepci\u00f3n de los resultados de las subastas del mercado intradiario.
\n\u2022 Tras el mercado intradiario continuo, con una antelaci\u00f3n no inferior a 50 minutos respecto al inicio del periodo horario de suministro de la energ\u00eda.
\n\u2013 En tiempo real, con una antelaci\u00f3n no inferior a 5 minutos respecto al inicio del periodo horario del suministro de la energ\u00eda.
\nSe considerar\u00e1 que el desglose de una unidad de programaci\u00f3n es incorrecto cuando la suma de los programas desglosados correspondientes a las unidades f\u00edsicas que componen dicha unidad de programaci\u00f3n difiera del programa de la unidad de programaci\u00f3n, con una tolerancia de \u00b1 0,1 MWh.
\n7.2 Comunicaci\u00f3n de potencias hidr\u00e1ulicas m\u00e1ximas y valores m\u00ednimos por unidad de programaci\u00f3n hidr\u00e1ulica.
\nAntes de las 13:00 horas, o bien antes de transcurridos 20 minutos tras la publicaci\u00f3n de la informaci\u00f3n correspondiente a los resultados del mercado diario, los participantes del mercado con unidades de gesti\u00f3n hidr\u00e1ulica o con unidades de programaci\u00f3n de tecnolog\u00eda hidr\u00e1ulica, consideradas relevantes para los an\u00e1lisis de seguridad, deber\u00e1n facilitar al OS la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 Potencias hidr\u00e1ulicas totales m\u00e1ximas por unidad de programaci\u00f3n que, en caso de que as\u00ed se les requiera por razones de seguridad del sistema, pueden ser suministradas y mantenidas por dicha unidad de programaci\u00f3n durante un tiempo m\u00e1ximo de 4 y de 12 horas.
\n\u2013 Potencia hidroel\u00e9ctrica m\u00ednima que debe mantener dicha unidad de programaci\u00f3n hidr\u00e1ulica durante 4 horas consecutivas.
\n8. Elaboraci\u00f3n del Programa Diario Viable Provisional (PDVP).
\nEl programa de energ\u00eda diario de las diferentes unidades de programaci\u00f3n incorpora las modificaciones de programa introducidas en el PDBF derivadas del proceso diario de soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas del PDBF, conforme a lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nSe define como restricci\u00f3n t\u00e9cnica cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situaci\u00f3n de la red de transporte o del sistema que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a trav\u00e9s de los correspondientes procedimientos de operaci\u00f3n, requiera, a criterio t\u00e9cnico del OS, la modificaci\u00f3n de los programas de energ\u00eda.
\nEl periodo de recepci\u00f3n de ofertas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF se abrir\u00e1 a las 12:00 horas del d\u00eda anterior al del suministro de energ\u00eda, y se mantendr\u00e1 abierto hasta 15 minutos despu\u00e9s de la publicaci\u00f3n del PDBF. El OS podr\u00e1 prolongar este plazo de recepci\u00f3n de ofertas, s\u00f3lo en casos excepcionales y previa comunicaci\u00f3n a todos los PM a trav\u00e9s de la p\u00e1gina Web privada de eSIOS, comunicaci\u00f3n en la que se indicar\u00e1 la nueva hora de cierre del per\u00edodo de recepci\u00f3n de ofertas, y el motivo de la prolongaci\u00f3n del periodo de recepci\u00f3n de ofertas.
\nEl OS, teniendo en cuenta la capacidad de intercambio y los programas en las interconexiones internacionales, las mejores previsiones de demanda y de producci\u00f3n de origen e\u00f3lico y solar en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol y la disponibilidad prevista de las instalaciones de red y de las unidades de programaci\u00f3n, aplicar\u00e1 un an\u00e1lisis de seguridad sobre el PDBF para detectar las posibles restricciones t\u00e9cnicas y sus posibles soluciones, seleccionando aqu\u00e9llas que, resolviendo la restricci\u00f3n con un margen de seguridad adecuado, impliquen un menor coste para el sistema.
\nEl OS proceder\u00e1 para ello a realizar las modificaciones de programa que sean precisas para la soluci\u00f3n de las restricciones detectadas, y establecer\u00e1 adem\u00e1s las limitaciones de programa por seguridad que sean necesarias para evitar la aparici\u00f3n de nuevas restricciones t\u00e9cnicas en los procesos y mercados posteriores, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nEn este mismo proceso, el OS introducir\u00e1 las modificaciones requeridas en el PDBF que hayan sido solicitadas por los gestores de la red de distribuci\u00f3n en aquellos casos en los que \u00e9stos identifiquen y comuniquen de forma fehaciente al OS la existencia de restricciones t\u00e9cnicas en la red objeto de su gesti\u00f3n, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nTras la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas, el OS proceder\u00e1, en su caso, a realizar las modificaciones adicionales de programa necesarias para obtener nuevamente un programa equilibrado en generaci\u00f3n y demanda, de acuerdo con lo establecido en el procedimiento de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, respetando las limitaciones de programa establecidas por razones de seguridad.
\nEn caso de congesti\u00f3n en la interconexi\u00f3n Espa\u00f1a-Marruecos, el programa PDVP incorporar\u00e1 las modificaciones de programa necesarias de contratos bilaterales nominados en la interconexi\u00f3n Espa\u00f1a-Marruecos conforme a lo establecido en el Art\u00edculo 15 de la Circular 3\/2019, de 20 de noviembre, de la CNMC, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\nAsimismo, antes de las 14:45 horas, o en todo caso, antes de transcurridos 75 minutos tras la publicaci\u00f3n del PDBF, el OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los PM y del OM los resultados de la subasta de capacidad de contratos bilaterales con entrega f\u00edsica efectuada para la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Marruecos.
\nEl programa PDVP de las unidades de programaci\u00f3n localizadas en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol resultante de este proceso ser\u00e1 publicado por el OS no m\u00e1s tarde de las 14:45 horas, o en todo caso, antes de transcurridos 75 minutos tras la publicaci\u00f3n del PDBF.
\n9. Asignaci\u00f3n diaria de banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nCada d\u00eda, el OS establecer\u00e1 los requerimientos de banda de regulaci\u00f3n secundaria para cada uno de los periodos de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la reserva para la regulaci\u00f3n frecuencia-potencia.
\nEstos requerimientos de banda de regulaci\u00f3n secundaria necesaria para cada periodo de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente ser\u00e1n publicados por el OS antes las 14:45 horas.
\nUna vez publicados los requerimientos de banda de regulaci\u00f3n secundaria, el OS abrir\u00e1 el periodo de recepci\u00f3n de ofertas para la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria, proceso que se cerrar\u00e1 a las 16:00 horas, o, en todo caso, hasta 75 min tras la publicaci\u00f3n del PDVP.
\nCon las ofertas de banda de regulaci\u00f3n secundaria recibidas, el OS asignar\u00e1 la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria con criterios de m\u00ednimo coste, siguiendo el proceso descrito en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\nAntes de las 16:30 horas, o en todo caso, antes de transcurridos 30 minutos tras el cierre de la presentaci\u00f3n de ofertas de regulaci\u00f3n secundaria, el OS publicar\u00e1 los resultados de la asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria para todos y cada uno de los periodos de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente.
\nCon una antelaci\u00f3n no inferior a 10 minutos respecto al inicio del periodo de suministro de energ\u00eda, el responsable de una zona de regulaci\u00f3n podr\u00e1 solicitar al OS la aplicaci\u00f3n del mecanismo de reducci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria para evitar el incumplimiento del compromiso de banda adquirido el d\u00eda anterior debido al seguimiento de instrucciones del OS en tiempo real, conforme a lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\n10. Reserva de regulaci\u00f3n terciaria.
\nCada d\u00eda, el OS establecer\u00e1 los requerimientos de reserva de regulaci\u00f3n terciaria para cada uno de los periodos de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la reserva para la regulaci\u00f3n frecuencia-potencia.
\nEstos requerimientos de reserva de regulaci\u00f3n terciaria necesaria para cada periodo de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente ser\u00e1n publicados antes de las 21:00 horas.
\nAntes de las 23:00 horas, los participantes en el mercado proveedores del servicio de regulaci\u00f3n terciaria deber\u00e1n presentar ofertas de toda la reserva de regulaci\u00f3n terciaria que tengan disponible tanto a subir como a bajar para todo el horizonte de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen las condiciones para la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n terciaria.
\nEstas ofertas deber\u00e1n ser actualizadas de forma continua por los PM siempre que se produzcan modificaciones en la programaci\u00f3n o en la disponibilidad de sus unidades de programaci\u00f3n, siendo obligatoria la oferta de toda la reserva de regulaci\u00f3n terciaria disponible en cada unidad de programaci\u00f3n.
\nLos participantes en el mercado podr\u00e1n actualizar sus ofertas para el mercado de regulaci\u00f3n terciaria hasta el minuto 35 de la hora anterior a la hora de suministro de energ\u00eda, salvo en aquellos casos en los que el OS comunique a trav\u00e9s de la p\u00e1gina Web privada de eSIOS una prolongaci\u00f3n del periodo de tiempo disponible para la actualizaci\u00f3n de estas ofertas.
\n11. Programaci\u00f3n intradiaria.
\n11.1 Elaboraci\u00f3n del programa horario tras las subastas del mercado intradiario (PHF).
\nDe acuerdo con los horarios establecidos en el anexo I de este procedimiento, el OS recibir\u00e1 del OM la informaci\u00f3n referente al resultado de las subastas del mercado intradiario, el orden de m\u00e9rito de las ofertas de compra y venta de energ\u00eda resultante de la casaci\u00f3n de ofertas en dicha subasta del mercado intradiario y todas las ofertas presentadas a dicha sesi\u00f3n de subasta.
\nAsimismo, el OS recibir\u00e1 del OM la informaci\u00f3n relativa al precio marginal de cada una de las sesiones de subasta del mercado intradiario correspondiente a las zonas de oferta de Espa\u00f1a y de Portugal para cada periodo de programaci\u00f3n.
\nTras la comunicaci\u00f3n por el OM del programa resultante de la casaci\u00f3n de ofertas en las subastas del mercado intradiario y antes de la hora l\u00edmite establecida en el anexo I, el OS recibir\u00e1 de los participantes en el mercado, las nominaciones de programas correspondientes a dicha sesi\u00f3n de subasta por unidad de programaci\u00f3n (UP), en aquellos casos en los que en una misma unidad de oferta (UO) est\u00e9n integradas dos o m\u00e1s unidades de programaci\u00f3n.
\nLos programas por unidad de programaci\u00f3n nominados deber\u00e1n respetar, en su caso, las limitaciones establecidas por seguridad establecidas en el anexo V de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\nEl PHF de unidades de programaci\u00f3n localizadas en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol ser\u00e1 publicado por el OS tras cada una de las sesiones de subasta a partir del resultado de la agregaci\u00f3n de todas las transacciones firmes formalizadas para cada periodo de programaci\u00f3n negociable en dicha subasta, como consecuencia del PDVP y de las sesiones y rondas del mercado intradiario realizadas hasta el momento de su publicaci\u00f3n.
\nEl OS proceder\u00e1 a publicar el Programa Horario Final (PHF) en el horario fijado en el anexo I de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\nCon posterioridad a cada sesi\u00f3n de subasta del mercado intradiario, en el horario establecido en el anexo I, los operadores de los sistemas el\u00e9ctricos portugu\u00e9s y espa\u00f1ol establecer\u00e1n de forma conjunta el programa resultante en la interconexi\u00f3n Portugal-Espa\u00f1a tras las sesiones de subasta del mercado intradiario, al objeto facilitar dicho programa a la Plataforma de Contrataci\u00f3n Continua Europea para el c\u00e1lculo por parte de la misma de la capacidad de intercambio disponible en la interconexi\u00f3n Portugal- Espa\u00f1a para la negociaci\u00f3n en el mercado intradiario continuo.
\n11.2 Elaboraci\u00f3n Programa Horario Final definitivo (PHFC).
\nAl objeto de elaborar el Programa Horario Final definitivo (PHFC) correspondiente a cada periodo horario de programaci\u00f3n, el OS recibir\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 De la Plataforma de Contrataci\u00f3n Continua Europea: los flujos en las interconexiones como resultado de las transacciones realizadas en el mercado intradiario continuo.
\n\u2013 Del OM: Con una anterioridad no inferior a 50 minutos respecto al periodo horario de inicio de programaci\u00f3n, la informaci\u00f3n referente a las transacciones negociadas por los participantes en el mercado de la zona de oferta espa\u00f1ola en el mercado intradiario continuo. Asimismo, el OS recibir\u00e1 la informaci\u00f3n relativa al precio horario de referencia de la energ\u00eda gestionada en el mercado intradiario continuo.
\n\u2013 De los PM: Con una anterioridad no inferior a 50 minutos respecto al periodo horario de inicio de programaci\u00f3n, las nominaciones de programas para la correspondiente ronda por unidad de programaci\u00f3n (UP), en aquellos casos en los que en una misma unidad de oferta (UO) est\u00e9 integrada por dos o m\u00e1s unidades de programaci\u00f3n.
\nLas nominaciones de programas en unidades de programaci\u00f3n deber\u00e1n respetar, en su caso, las limitaciones establecidas por seguridad del sistema.
\nEl OS realizar\u00e1 las validaciones descritas en el anexo V respecto a las nominaciones de programa enviadas por los participantes en el mercado.
\nEl Programa Horario Final definitivo (PHFC) se establecer\u00e1 por el OS a partir del resultado del PDVP y de la agregaci\u00f3n de todas las transacciones firmes formalizadas con posterioridad a cada una de las subastas y rondas del mercado intradiario continuo para los periodos de programaci\u00f3n negociables en cada una de las subastas y rondas del mercado intradiario continuo.
\nEl OS proceder\u00e1 a publicar el PHFC para los periodos de programaci\u00f3n negociados en cada ronda, con una antelaci\u00f3n no inferior a 45 minutos respecto al inicio del periodo de programaci\u00f3n.
\nEl OS elaborar\u00e1 y publicar\u00e1 el PHFC a partir del PHFC anterior, o en su defecto, del PHF anterior, en los siguientes casos:
\n\u2013 En aquellos casos en los que previo a la confirmaci\u00f3n de los resultados del mercado intradiario continuo, el OM publique la anulaci\u00f3n de las transacciones realizadas durante la \u00faltima ronda.
\n\u2013 En aquellos casos en los que por la existencia de una incidencia no se disponga de los resultados del mercado intradiario continuo o habi\u00e9ndose recibido, no hayan sido confirmados con una anterioridad no inferior a 40 minutos respecto al periodo horario de inicio de programaci\u00f3n.
\n\u2013 En aquellos casos en los que el OS no pueda integrar en su sistema con una anterioridad de 40 minutos respecto al periodo de inicio del horizonte de programaci\u00f3n la informaci\u00f3n oficial confirmada por el OM referente a las transacciones negociadas por los participantes en el mercado de la zona de oferta espa\u00f1ola en el mercado intradiario continuo.
\nEn todos estos casos se respetar\u00e1n los programas de intercambios internacionales resultantes del mercado intradiario continuo, siempre que el OS disponga de dichos programas facilitados por la Plataforma de contrataci\u00f3n Continua Europea. El saldo horario que resulte en la interconexi\u00f3n con Francia por transacciones anuladas en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol se financiar\u00e1 con cargo a la renta de congesti\u00f3n en la interconexi\u00f3n con Francia. Asimismo, el saldo horario que resulte en la interconexi\u00f3n con Francia por transacciones anuladas con el sistema el\u00e9ctrico peninsular portugu\u00e9s se financiar\u00e1 con cargo a la renta de congesti\u00f3n en la interconexi\u00f3n con Portugal.
\nEn estas situaciones, el OS tan pronto como sea posible, mantendr\u00e1 informados a los PM a trav\u00e9s de la Web privada de eSIOS.
\n12. Cambios internos de programa entre BRP.
\nLos cambios de programa entre BRP internos, dentro del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, ser\u00e1n realizados a trav\u00e9s de comunicaciones enviadas al OS por los participantes en el mercado conforme a lo indicado en este apartado.
\nDespu\u00e9s del cierre de cada ronda del mercado intradiario continuo, los participantes en el mercado podr\u00e1n comunicar al OS cambios de programa, conforme a los criterios establecidos en el art\u00edculo 20.2 de las Condiciones relativas al Balance aprobadas por la CNMC, indicando la causa que motiva el cambio de programa conforme a las categor\u00edas establecidas en el documento de intercambio de informaci\u00f3n con el OS.
\nEn este sentido, el OS contrastar\u00e1 la nominaci\u00f3n del cambio de programa con la informaci\u00f3n de las indisponibilidades comunicadas por los participantes del mercado u otras situaciones que puedan corresponder a incidentes sobrevenidos, y, en su caso, informar\u00e1 a la CNMC de cualquier incumplimiento relativo los t\u00e9rminos en los que se deben realizar los cambios de programa entre participantes del mercado.
\nLos cambios de programa de unidades de programaci\u00f3n ser\u00e1n comunicados al OS por ambos participantes del mercado, salvo en el caso de que los cambios de programa se produzcan entre unidades de programaci\u00f3n del mismo participante en el mercado, en cuyo caso s\u00f3lo ser\u00e1 necesaria una \u00fanica comunicaci\u00f3n.
\nLos participantes en el mercado podr\u00e1n enviar cambios de programas para un \u00fanico periodo de programaci\u00f3n, el periodo horario de programaci\u00f3n siguiente (no negociable ya en el mercado intradiario continuo), con una antelaci\u00f3n no inferior 30 minutos respecto al inicio del periodo de programaci\u00f3n. No se permitir\u00e1n transferencias de asignaciones de energ\u00eda de balance entre unidades de programaci\u00f3n.
\nEn caso de que las nominaciones de programa no respeten los l\u00edmites f\u00edsicos de las unidades de programaci\u00f3n o las limitaciones establecidas por seguridad del sistema, la nominaci\u00f3n ser\u00e1 rechazada en su totalidad.
\nEl OS proceder\u00e1 a aceptar el cambio de programa una vez recibidas y validadas las comunicaciones de cambio de programa por parte de ambos participantes en el mercado o del participante del mercado, en caso de cambios de programaci\u00f3n entre unidades de programaci\u00f3n del mismo participante en el mercado.
\nDesde el momento de su aceptaci\u00f3n, el cambio de programa se considerar\u00e1 firme, y, en su caso, modificar\u00e1 la posici\u00f3n del correspondiente BRP y se tendr\u00e1 en cuenta en los procesos de gesti\u00f3n y asignaci\u00f3n de los servicios de ajuste en tiempo real.
\n13. Servicios de balance.
\n13.1 Activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance procedentes de reservas de sustituci\u00f3n (RR).
\nLa activaci\u00f3n e intercambio de energ\u00edas de balance procedentes de reservas de sustituci\u00f3n (RR, por sus siglas en ingl\u00e9s) en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol para la gesti\u00f3n de los desv\u00edos previstos de generaci\u00f3n y consumo respecto al Programa Horario final definitivo (PHFC) se realizar\u00e1 mediante la utilizaci\u00f3n de la plataforma europea para el intercambio de energ\u00edas de balance RR, conforme a lo establecido en el art\u00edculo 19 del Reglamento (UE) 2017\/2195 de la Comisi\u00f3n, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance el\u00e9ctrico (Reglamento EB).
\nLa activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance RR se realizar\u00e1 conforme a lo previsto en el \u00abMarco de aplicaci\u00f3n de la plataforma europea de intercambio de energ\u00edas de reservas de sustituci\u00f3n (RRIF, por sus siglas en ingl\u00e9s)\u00bb, aprobado por las Autoridades Reguladoras Nacionales de todos los pa\u00edses participantes en este proceso, de acuerdo con el art\u00edculo 5.3(a) del Reglamento EB.
\nLa participaci\u00f3n en el proceso europeo de activaci\u00f3n e intercambio de energ\u00edas de balance RR estar\u00e1 condicionada a la disponibilidad y publicaci\u00f3n del PHFC con un margen de al menos 48 minutos respecto al inicio del correspondiente horizonte de programaci\u00f3n.
\n13.2 Actuaciones ante desequilibrios frecuencia-potencia.
\nEn el momento en que se produzca una incidencia con desequilibrio entre la generaci\u00f3n y demanda, se producir\u00e1, de forma autom\u00e1tica, la actuaci\u00f3n inmediata de la regulaci\u00f3n primaria y secundaria para corregir el desequilibrio, con la consiguiente p\u00e9rdida de reserva de regulaci\u00f3n secundaria.
\nSi la reserva de regulaci\u00f3n secundaria se redujera por debajo de los niveles deseables por razones de seguridad del sistema, el OS requerir\u00e1 la utilizaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n terciaria para regenerar la reserva secundaria, aplicando para ello el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n terciaria.
\n14. Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\nA partir de la publicaci\u00f3n de la asignaci\u00f3n de reserva de regulaci\u00f3n secundaria, los PM podr\u00e1n proceder a actualizar de forma continua para el d\u00eda siguiente, las ofertas de restricciones presentadas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF, para su utilizaci\u00f3n en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\nEl OS podr\u00e1 retrasar la hora de apertura para la actualizaci\u00f3n de las ofertas cuando se produzcan retrasos en los mercados que lo hagan necesario. En estos casos, los PM ser\u00e1n informados a trav\u00e9s de la Web privada de eSIOS.
\nLa modificaci\u00f3n de la programaci\u00f3n para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en tiempo real se efectuar\u00e1 conforme al procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\n15. Elaboraci\u00f3n del programa horario operativo (P48).
\nLa publicaci\u00f3n del P48 se inicia tras la publicaci\u00f3n del PDVP para las horas correspondientes al d\u00eda en curso y el horizonte completo del d\u00eda siguiente, pudiendo ser actualizado posteriormente en cualquier momento, con anterioridad y durante la hora de programaci\u00f3n.
\nUna vez finalizado el horizonte diario de programaci\u00f3n, el OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los PM el programa cierre definitivo del P48 del d\u00eda anterior (P48CIERRE).
\nLa modificaci\u00f3n del programa de energ\u00eda de una unidad de programaci\u00f3n en el P48 respecto del anterior podr\u00e1 venir motivada por:
\n\u2013 Modificaciones de los programas del mercado intradiario.
\n\u2013 Modificaciones derivadas de la comunicaci\u00f3n de cambio de programas entre BRP.
\n\u2013 Modificaciones por aplicaci\u00f3n del proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance procedentes de reservas de sustituci\u00f3n (RR), o por asignaci\u00f3n de ofertas de energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria.
\n\u2013 Modificaci\u00f3n de la programaci\u00f3n para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en tiempo real.
\n\u2013 Indisponibilidades sobrevenidas de las unidades f\u00edsicas o unidades de programaci\u00f3n comunicadas al OS.
\n\u2013 Comunicaci\u00f3n de una unidad de programaci\u00f3n de la existencia de desv\u00edos sobre programa iguales o superiores a 30 MWh por imposibilidad t\u00e9cnica de cumplir el programa, vertidos ciertos, etc.
\n\u2013 Comunicaci\u00f3n fehaciente del operador de un sistema el\u00e9ctrico vecino de la no conformidad total o parcial del programa de intercambio de energ\u00eda previamente nominado por un participante en el mercado.
\n\u2013 Modificaci\u00f3n de la programaci\u00f3n para la resoluci\u00f3n de una congesti\u00f3n en una interconexi\u00f3n internacional mediante la aplicaci\u00f3n de una reducci\u00f3n de los programas de intercambio previstos o de acciones coordinadas de balance.
\n\u2013 Establecimiento de intercambios internacionales de apoyo por seguridad entre sistemas el\u00e9ctricos vecinos.
\n16. Programas de intercambios internacionales.
\nPara establecer los valores finales de los programas de intercambio que ser\u00e1n tenidos en consideraci\u00f3n para el establecimiento del valor de ajuste del sistema de regulaci\u00f3n frecuencia-potencia encargado de controlar el intercambio de energ\u00eda entre los dos sistemas el\u00e9ctricos que comparten cada interconexi\u00f3n el\u00e9ctrica, se tendr\u00e1n en cuenta, de manera coordinada con los OS vecinos, los programas de intercambio de energ\u00eda resultantes de los siguientes procesos:
\n\u2013 Nominaci\u00f3n de derechos f\u00edsicos de capacidad a largo plazo autorizados.
\n\u2013 Nominaci\u00f3n de contrates bilaterales f\u00edsicos a trav\u00e9s de las interconexiones en las que no est\u00e9 establecido un mecanismo coordinado de asignaci\u00f3n de derechos de capacidad en el largo plazo.
\n\u2013 Acoplamiento de mercados diarios y, en caso de producirse un desacoplamiento de mercados, aplicaci\u00f3n de las Subastas de Respaldo.
\n\u2013 Mercado intradiario continuo y, en su caso, subastas europeas de fijaci\u00f3n de precio de la capacidad de intercambio en horizonte intradiario.
\n\u2013 Mercado intradiario de subastas regionales complementarias MIBEL.
\n\u2013 Participaci\u00f3n en las plataformas europeas de balance, y.
\n\u2013 Gesti\u00f3n coordinada de congestiones identificadas en la interconexi\u00f3n en tiempo real.
\n\u2013 Establecimiento de intercambios internacionales de apoyo por seguridad entre sistemas el\u00e9ctricos vecinos.
\n17. Intercambios de informaci\u00f3n dentro del proceso de programaci\u00f3n.
\nSin perjuicio de la informaci\u00f3n publicada por el OS a trav\u00e9s de sus p\u00e1ginas Web, todos los intercambios de informaci\u00f3n entre el OS y el OM y entre el OS y los PM realizados en el marco del proceso de programaci\u00f3n, ser\u00e1n efectuados utilizando los medios y la estructura prevista en las ediciones vigentes del procedimiento establecido para los intercambios de informaci\u00f3n del OS con los PM y el procedimiento conjunto acordado entre el OS y el OM.
\nAntes de poner en funcionamiento cualquier nuevo intercambio de informaci\u00f3n, el OS propondr\u00e1 una fase previa de realizaci\u00f3n de las pertinentes pruebas de intercambios de informaci\u00f3n entre todos los participantes del mercado afectados.
\nEn aquellos casos en los que se verifique la existencia de una incidencia durante el proceso de programaci\u00f3n, y \u00e9sta pueda ser corregida sin afectar de forma importante a dicho proceso, el OS, en coordinaci\u00f3n con el OM, realizar\u00e1 las actuaciones oportunas para su resoluci\u00f3n y, en su caso, proceder\u00e1 a la publicaci\u00f3n de una nueva versi\u00f3n del programa correspondiente, manteniendo informados en todo momento a los PM y al OM de estas actuaciones. En el caso de darse esta situaci\u00f3n, el OM y el OS adoptar\u00e1n sus mejores esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
\nAnexo I
\nHorarios establecidos para los intercambios de informaci\u00f3n
\n1. Horarios de publicaci\u00f3n a del proceso de programaci\u00f3n diario.
\nConcepto Hora l\u00edmite de publicaci\u00f3n (D-1)
\nNominaci\u00f3n de los PM al OS de la capacidad asignada en las subastas de capacidad anuales y mensuales en la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a. 8:30 horas.
\nEl OS pone a disposici\u00f3n del OM y PM la informaci\u00f3n de derechos f\u00edsicos de capacidad obtenidos en horizontes anual y mensual para la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a cuyo uso ha sido notificado en ambos sistemas el\u00e9ctricos. 9:00 horas.
\nNominaci\u00f3n de los PM al OS de contratos bilaterales antes del mercado diario:
\n\u2013 Contratos bilaterales internacionales con entrega f\u00edsica a trav\u00e9s de interconexiones en las que no est\u00e9 establecido un procedimiento coordinado de asignaci\u00f3n de capacidad.
\n\u2013 Contratos bilaterales internos con entrega f\u00edsica. 10:15 horas.
\nPublicaci\u00f3n del OS a los PM de la informaci\u00f3n previa al merado diario.
\nEl OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del OM:
\n\u2013 La capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales disponible antes del mercado diario (ATC).
\n\u2013 Los contratos bilaterales nominados al OS con anterioridad al mercado diario. 10:30 horas.
\nPublicaci\u00f3n de los resultados del mercado diario. 13:00 horas.
\nNominaciones de programa de los PM al OS por UP correspondientes a:
\n\u2013 Contratos bilaterales internos con entrega f\u00edsica.
\n\u2013 Nominaciones de los resultados del mercado diario (en caso de UO que integran varias UPs).
\n\u2013 Nominaci\u00f3n de los correspondientes contratos bilaterales con entrega f\u00edsica en caso celebraci\u00f3n de la SDR en la interconexi\u00f3n Francia-Espa\u00f1a.
\nEnv\u00edo de los PM al OS del programa correspondiente a:
\n\u2013 Desgloses de UP en UF.
\n\u2013 Potencias hidr\u00e1ulicas m\u00e1xima y m\u00ednima. 13:00 horas
\n(en todo caso, hasta 20 min tras la publicaci\u00f3n de los resultados del mercado diario).
\nPublicaci\u00f3n PDBF por el OS. 13:30 horas
\n(en todo caso, hasta 30 min tras publicaci\u00f3n de los resultados del mercado diario).
\nPresentaci\u00f3n de ofertas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas. Desde las 12:00 horas hasta 15 min tras publicaci\u00f3n PDBF.
\nPuesta a disposici\u00f3n de los PM y del OM de los resultados de la subasta de capacidad de contratos bilaterales con entrega f\u00edsica efectuada, en caso de congesti\u00f3n, en las interconexiones sin procedimiento coordinado de asignaci\u00f3n de capacidad. 14:45 horas.
\nPublicaci\u00f3n PDVP por el OS. 14:45 horas
\n(en todo caso, hasta 75 min tras publicaci\u00f3n PDBF).
\nRequerimientos de banda de regulaci\u00f3n secundaria. 14:45 horas.
\nPresentaci\u00f3n de ofertas de banda regulaci\u00f3n secundaria. 16:00 horas
\n(en todo caso, hasta 75 minutos tras la publicaci\u00f3n del PDVP).
\nAsignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria. 16:30 horas
\n(en todo caso, hasta 30 minutos tras el cierre de presentaci\u00f3n de ofertas de regulaci\u00f3n secundaria).
\nRequerimientos de reserva de regulaci\u00f3n terciaria. 21:00 horas.
\nPresentaci\u00f3n de ofertas de regulaci\u00f3n terciaria. 23:00 horas.
\n2. Horarios de publicaci\u00f3n de los programas PHF.
\nSesi\u00f3n 1.\u00aa Sesi\u00f3n 2.\u00aa Sesi\u00f3n 3.\u00aa Sesi\u00f3n 4.\u00aa Sesi\u00f3n 5.\u00aa Sesi\u00f3n 6.\u00aa
\nCierre de sesi\u00f3n subastas MI. 15:00 17:50 21:50 1:50 4:50 9:50
\nResultados subastas MI. 15:07 17:57 21:57 1:57 4:57 9:57
\nComunicaci\u00f3n resultados en la interconexi\u00f3n ES-PT a la Plataforma de Contrataci\u00f3n Continua Europea. 15:08 17:58 21:58 1:58 4:58 9:58
\nRecepci\u00f3n de nominaciones por UP y desgloses (*). 15:22 18:12 22:12 2:12 5:12 10:12
\nPublicaci\u00f3n PHF(**). 15:27 18:17 22:17 2:17 5:17 10:17
\nHorizonte de programaci\u00f3n. 24 horas 28 horas 24 horas 20 horas 17 horas 12 horas
\n(Periodos horarios). (1-24 D) (21-24 D-1 y 1-24 D) (1-24) (5-24) (8-24) (13-24)
\n(*) 15 minutos desde la recepci\u00f3n de los resultados de las subastas MI.
\n(**) 5 minutos desde el cierre de recepci\u00f3n de nominaciones y desgloses.
\nD: D\u00eda de programaci\u00f3n; D-1: D\u00eda anterior al de programaci\u00f3n.
\nNota aclaratoria: En caso de retrasos en alguna de las publicaciones, se modificar\u00e1n los horarios seg\u00fan se describe en este procedimiento de operaci\u00f3n. Si como consecuencia de estos retrasos se viera afectada la secuencia de programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n, el OS informar\u00e1 oportunamente a los PM mediante la p\u00e1gina Web privada de eSIOS.
\nAnexo II
\nUnidades de programaci\u00f3n localizadas en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol
\n1. Conceptos generales.
\nLa unidad de programaci\u00f3n (UP) es la unidad elemental por medio de la cual se establecen los programas de energ\u00eda en el mercado mayorista de electricidad definidos en este procedimiento de operaci\u00f3n. Al objeto de facilitar los an\u00e1lisis de seguridad realizados por el OS, las UP estar\u00e1n compuestas por una o m\u00e1s Unidades F\u00edsicas (UF).
\nLos c\u00f3digos de identificaci\u00f3n de estas unidades en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol ser\u00e1n aprobados por el OS conforme a los medios y procedimientos establecidos para el alta de unidades de programaci\u00f3n en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\nAdicionalmente, cada unidad de programaci\u00f3n y unidad f\u00edsica deber\u00e1 tener asociado el correspondiente Energy Identificaci\u00f3n Code (EIC). Este c\u00f3digo constituir\u00e1 la clave \u00fanica de registro de las unidades en el Operador del Sistema y ser\u00e1 el utilizado por el mismo para reportar la informaci\u00f3n relativa a las unidades de acuerdo con el Reglamento (UE) 543\/2013 de la Comisi\u00f3n, de 14 de junio de 2013, sobre la presentaci\u00f3n y publicaci\u00f3n de datos de los mercados de la electricidad y el Reglamento (UE) 1227\/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energ\u00eda (REMIT).
\nLas unidades de programaci\u00f3n ser\u00e1n gestionadas por los participantes en el mercado. En caso de que el participante del mercado sea distinto del titular de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n o de almacenamiento:
\n\u2013 Si el participante del mercado es un representante en nombre ajeno (representaci\u00f3n directa), deber\u00e1 actuar con la unidad de programaci\u00f3n del titular de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n o de almacenamiento.
\n\u2013 Si el participante del mercado es un representante en nombre propio (representaci\u00f3n indirecta) de instalaciones de potencia instalada superior a 1 MW o agrupaciones de instalaciones cuya suma de potencias instaladas sea superior a 1 MW, podr\u00e1 actuar con una unidad de programaci\u00f3n propia del representante o con la unidad de programaci\u00f3n del titular de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n o de almacenamiento.
\n\u2013 Si el participante en el mercado es representante de unidades de programaci\u00f3n compuestas por una \u00fanica unidad f\u00edsica agregadora, conforme a lo establecido en el apartado 2.1.c de este anexo, \u00fanicamente podr\u00e1 actuar con las unidades de programaci\u00f3n propias del representante, con independencia del tipo de representaci\u00f3n.
\n\u2013 Si el participante en el mercado es un comercializador de venta, deber\u00e1 actuar con la unidad de programaci\u00f3n de venta del comercializador.
\n2. Organizaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n.
\nLos criterios para la organizaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n localizadas en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol son:
\n1. Unidades de programaci\u00f3n de generaci\u00f3n.
\na) Grupo t\u00e9rmico de potencia neta m\u00e1xima superior o igual a 100 MW:
\nSe constituir\u00e1 una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n por cada grupo t\u00e9rmico de potencia neta superior o igual a 100 MW, conforme al valor de potencia neta del registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica (secci\u00f3n primera), entendi\u00e9ndose bajo el t\u00e9rmino de grupo t\u00e9rmico el constituido por un conjunto de uno o m\u00e1s generadores el\u00e9ctricos basados en motores t\u00e9rmicos y acoplados mec\u00e1nica o t\u00e9rmicamente, pudiendo estar dispuestos sobre ejes diferentes y que comparten el mismo nudo de conexi\u00f3n a la red de transporte o a la red de distribuci\u00f3n.
\nLas unidades de programaci\u00f3n ser\u00e1n clasificadas, atendiendo a la informaci\u00f3n sobre su combustible principal obtenida del registro administrativo correspondiente.
\nUna unidad de programaci\u00f3n t\u00e9rmica estar\u00e1 compuesta de una sola unidad f\u00edsica, entendiendo como tal, cada clave diferenciada del correspondiente registro administrativo, salvo en el caso de centrales multieje, como determinados grupos de ciclo combinado (X turbinas de gas m\u00e1s Y turbinas de vapor), que integrar\u00e1n tantas unidades f\u00edsicas como n\u00famero de motores t\u00e9rmicos los componen. Los ciclos combinados multieje operan en distintos modos de funcionamiento.
\nSe define como modo de funcionamiento cada una de las posibles combinaciones de turbinas de gas y de turbinas de vapor de las unidades de producci\u00f3n correspondientes a la tecnolog\u00eda de ciclo combinado, que hayan sido notificadas y cuyo funcionamiento efectivo haya sido verificado ante el OS.
\nEl modo de funcionamiento de cada unidad de producci\u00f3n de la tecnolog\u00eda de ciclo combinado se determinar\u00e1 de acuerdo con el programa de entrega de energ\u00eda de la unidad de programaci\u00f3n asociada a dicha unidad de producci\u00f3n, los datos estructurales facilitados al OS por el titular de la unidad de programaci\u00f3n para cada modo de funcionamiento y, en su caso, cuando un mismo programa de entrega de energ\u00eda pueda ser proporcionado con m\u00e1s de un modo de funcionamiento, mediante el correspondiente desglose en unidades f\u00edsicas del programa de entrega de energ\u00eda de la unidad de programaci\u00f3n, enviado al OS por el participante en el mercado titular de la unidad de programaci\u00f3n.
\nEn caso de que el modo de funcionamiento de la unidad de producci\u00f3n no se pueda determinar un\u00edvocamente mediante el programa o, en su caso, el desglose del programa de la unidad de programaci\u00f3n, el OS considerar\u00e1 para dicha unidad de programaci\u00f3n el modo de funcionamiento espec\u00edfico que mejor se adec\u00fae a las necesidades que la seguridad del sistema requiera en cada momento.
\nLas unidades de programaci\u00f3n definidas en este apartado podr\u00e1n incorporar instalaciones de almacenamiento asociadas a la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n, seg\u00fan se desarrolle normativamente.
\nb) Unidades de programaci\u00f3n correspondientes a unidades de gesti\u00f3n hidr\u00e1ulica:
\nSe constituir\u00e1 una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n por cada conjunto de centrales hidroel\u00e9ctricas que pertenezcan a una misma unidad de gesti\u00f3n hidr\u00e1ulica (UGH), debidamente constituida conforme a los criterios establecidos en la regulaci\u00f3n vigente.
\nCada unidad de programaci\u00f3n correspondiente a una UGH estar\u00e1 compuesta por varias unidades f\u00edsicas. Se considerar\u00e1 como unidad f\u00edsica a cada central hidroel\u00e9ctrica, entendiendo como tal, cada clave diferenciada del registro administrativo en el que se encuentre inscrita la instalaci\u00f3n.
\nc) Unidades de programaci\u00f3n de instalaciones o agrupaciones de instalaciones renovables (salvo UGHs), de cogeneraci\u00f3n y de residuos:
\nCon car\u00e1cter general, para instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica que utilicen fuentes de energ\u00eda primaria renovable (salvo UGHs), instalaciones de cogeneraci\u00f3n e instalaciones que utilicen residuos como fuente de energ\u00eda primaria, se constituir\u00e1 una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n para la entrega de energ\u00eda, por sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del desv\u00edo (BRP), participante en el mercado y tipo de producci\u00f3n, conforme a los tipos establecidos en el siguiente cuadro:
\nTipo de producci\u00f3n UP Tipo de producci\u00f3n UF
\nGas Natural \u2013 Cogeneraci\u00f3n.
\nDerivados del petr\u00f3leo o carb\u00f3n.
\nEnerg\u00eda residual de instalaciones no productoras de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nSolar fotovoltaica.
\nSolar t\u00e9rmica.
\nE\u00f3lica Terrestre.
\nE\u00f3lica Marina.
\nHidr\u00e1ulica – No UGH. Fluyente\/Embalse.
\nOceanot\u00e9rmica, geot\u00e9rmica.
\nBiomasa.
\nBiog\u00e1s.
\nResiduos dom\u00e9sticos y similares.
\nResiduos varios.
\nSubproductos miner\u00eda.
\nEn su caso, estas instalaciones se clasificar\u00e1n atendiendo a la informaci\u00f3n relativa a su tipo de producci\u00f3n principal, obtenida del registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica correspondiente.
\nAdicionalmente, se deber\u00e1n distinguir, de forma espec\u00edfica, tantas unidades de programaci\u00f3n como sean necesarias, al objeto de poder diferenciar entre:
\n\u2013 Generaci\u00f3n a la que le son de aplicaci\u00f3n\/no le son de aplicaci\u00f3n los criterios de prioridad de despacho.
\n\u2013 Generaci\u00f3n habilitada\/no habilitada para la participaci\u00f3n en los servicios de balance del sistema.
\nA trav\u00e9s de estas UP se integrar\u00e1n en el sistema, en su caso, las entregas de energ\u00eda correspondientes a excedentes de energ\u00eda no acogidos a compensaci\u00f3n simplificada.
\nLas unidades de programaci\u00f3n definidas en este apartado podr\u00e1n incorporar instalaciones de almacenamiento asociadas a las instalaciones de generaci\u00f3n, seg\u00fan se desarrolle normativamente.
\nOrganizaci\u00f3n en Unidades F\u00edsicas (UF):
\nA efectos de lo establecido en este apartado se entiende por:
\nInstalaci\u00f3n: Cada clave diferenciada del correspondiente Registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nAgrupaci\u00f3n: Conjunto de instalaciones que cumple con los requisitos recogidos en el art\u00edculo 7 del Real Decreto 413\/2014, de 6 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.
\nRespecto a la organizaci\u00f3n de las UF que componen estas UP, los criterios que aplican con car\u00e1cter general son los siguientes:
\nDispondr\u00e1n de unidad f\u00edsica con localizaci\u00f3n geogr\u00e1fica espec\u00edfica:
\n\u2013 Cada instalaci\u00f3n de potencia instalada superior a 1 MW, de forma individual. En el caso de que las caracter\u00edsticas espec\u00edficas de alguna instalaci\u00f3n hiciesen necesario su tratamiento individualizado por el Operador del Sistema, para una clave diferenciada con m\u00e1s de un CIL, se podr\u00e1n dar de alta tantas unidades f\u00edsicas como n\u00famero de CIL asociados existan para esta clave con el mismo combustible.
\n\u2013 En el caso de instalaciones de potencia instalada inferior o igual a 1 MW, cada uno de los conjuntos de instalaciones, del mismo tipo de producci\u00f3n, participante en el mercado y BRP, que pertenezcan a la misma agrupaci\u00f3n y siempre que la suma de las potencias instaladas sea superior a 1 MW.
\nDispondr\u00e1n de una \u00fanica unidad f\u00edsica agregadora por unidad de programaci\u00f3n, sin localizaci\u00f3n geogr\u00e1fica espec\u00edfica, por tipo de producci\u00f3n, participante en el mercado y BRP, que englobar\u00e1:
\n\u2013 Tanto a las instalaciones individuales que no forman parte de una agrupaci\u00f3n de potencia instalada inferior o igual a 1 MW.
\n\u2013 Como a los conjuntos de instalaciones de la misma agrupaci\u00f3n cuya suma de potencia instalada sea inferior o igual a 1 MW, del mismo tipo de producci\u00f3n, participante en el mercado y BRP.
\nTratamiento individualizado de instalaciones por razones de seguridad:
\nCon car\u00e1cter excepcional, en el caso de que por relevancia para la operaci\u00f3n y seguridad del sistema las caracter\u00edsticas espec\u00edficas de alguna instalaci\u00f3n o conjunto de instalaciones hiciesen necesario su tratamiento individualizado por el OS o por el gestor de la red de distribuci\u00f3n:
\n\u2013 Las instalaciones o conjunto de instalaciones integradas en unidades f\u00edsicas agregadoras podr\u00e1n disponer de unidades f\u00edsicas espec\u00edficas diferenciadas.
\n\u2013 Las instalaciones o agrupaciones cuya suma de potencia neta instalada sea superior a 1 MW podr\u00e1n constituirse en una unidad de programaci\u00f3n individual, con una o varias unidades f\u00edsicas.
\n\u2013 Asimismo, con car\u00e1cter excepcional, el OS o el gestor de la red de distribuci\u00f3n, podr\u00e1 solicitar que una unidad de programaci\u00f3n se constituya en unidades f\u00edsicas equivalentes, de acuerdo con los criterios de desglose de programas que haya establecido el OS de forma espec\u00edfica para dicha unidad de programaci\u00f3n, al objeto de que esta informaci\u00f3n pueda ser tenida en cuenta en los an\u00e1lisis de seguridad del sistema. Estos criterios podr\u00e1n ser funci\u00f3n de las caracter\u00edsticas de las diferentes unidades de programaci\u00f3n, pudiendo definir el OS o el gestor de la red de distribuci\u00f3n para este objetivo, unidades equivalentes que engloben un conjunto de unidades f\u00edsicas de potencia inferior a un cierto valor, desgloses por tecnolog\u00edas, desgloses por nudos del modelo de red utilizado por el OS o por el gestor de la red de distribuci\u00f3n en los an\u00e1lisis de seguridad, y combinaciones de las anteriores.
\nEn caso de solicitud de tratamiento individualizado por necesidades del gestor de la red de distribuci\u00f3n, la modificaci\u00f3n debe realizarse de com\u00fan acuerdo con el OS y respetando los criterios generales que permitan desarrollar adecuadamente los procesos de operaci\u00f3n y liquidaci\u00f3n de estas nuevas unidades.
\nd) Toma de energ\u00eda por productores para consumos propios.
\nCada participante del mercado podr\u00e1 ser titular de una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n para la toma de energ\u00eda horaria para sus consumos de sus instalaciones de generaci\u00f3n, entendi\u00e9ndose por consumos propios de generaci\u00f3n los definidos en el art\u00edculo 3. j) de la Circular 3\/2020, de 15 de enero, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodolog\u00eda para el c\u00e1lculo de los peajes de transporte y distribuci\u00f3n de electricidad.
\nEn el caso de las unidades de programaci\u00f3n pertenecientes a los apartados 2.1.a y 2.1.b de este anexo, cada participante en el mercado que opte por disponer de este tipo de unidades deber\u00e1 ser titular de una unidad de programaci\u00f3n para toma de energ\u00eda para los consumos propios por cada una de las unidades de programaci\u00f3n asociadas.
\nLa adquisici\u00f3n de energ\u00eda por productores para consumos propios se realizar\u00e1 cuando el saldo neto horario de energ\u00eda sea consumidor.
\n2. Unidades de programaci\u00f3n de demanda.
\na) Toma de energ\u00eda por comercializadores.
\nCada comercializador en mercado ser\u00e1 titular de una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n para el conjunto de sus suministros dentro del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol que incluir\u00e1, en su caso, los excedentes de energ\u00eda procedentes de instalaciones de consumo acogidas a compensaci\u00f3n simplificada.
\nEn caso de participaci\u00f3n en los servicios de balance, el comercializador deber\u00e1 disponer de otra unidad de programaci\u00f3n espec\u00edfica habilitada para la participaci\u00f3n en los servicios de balance del sistema.
\nLas unidades de programaci\u00f3n habilitadas para participar en los servicios de balance del sistema estar\u00e1n formadas por:
\n\u2013 Una unidad f\u00edsica integrada por cada uno de los CUPS de potencia contratada mayor de 1 MW.
\n\u2013 Una \u00fanica unidad f\u00edsica para el conjunto de CUPS de potencia contratada menor o igual a 1 MW.
\nConforme se desarrolle normativamente, las unidades de programaci\u00f3n definidas en este apartado podr\u00e1n incorporar instalaciones de almacenamiento asociadas a instalaciones de consumo.
\nb) Toma de energ\u00eda por consumidores directos en mercado.
\nCada participante en el mercado que act\u00fae como consumidor directo ser\u00e1 titular de una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n para el conjunto de sus suministros dentro del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol de los que sea sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance con la misma fiscalidad del Impuesto Especial sobre la Electricidad.
\nCada representante por cuenta ajena y en nombre propio (representaci\u00f3n indirecta) ante el Operador del Sistema y el operador del mercado de un consumidor directo en mercado, ser\u00e1 titular de una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n para el suministro a todos sus consumidores directos en mercado representados dentro del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol con la misma fiscalidad del Impuesto Especial cobre la Electricidad.
\nCada representante por cuenta ajena y en nombre propio (representaci\u00f3n indirecta) ante el Operador del Sistema y con representaci\u00f3n por cuenta ajena y en nombre del representado (representaci\u00f3n directa) ante el operador del mercado de un consumidor directo en mercado, podr\u00e1 utilizar las unidades de programaci\u00f3n con las que actuar\u00eda el consumidor directo en mercado.
\nEn caso de participaci\u00f3n en los servicios de balance, el participante en el mercado deber\u00e1 disponer de otra unidad de programaci\u00f3n espec\u00edfica habilitada para la participaci\u00f3n en los servicios de balance del sistema.
\nLas unidades de programaci\u00f3n habilitadas para participar en los servicios de balance del sistema estar\u00e1n formadas por:
\n\u2013 Una unidad f\u00edsica integrada por cada uno de los CUPS de potencia contratada mayor de 1 MW.
\n\u2013 Una \u00fanica unidad f\u00edsica para el conjunto de CUPS de potencia contratada menor o igual a 1 MW.
\nConforme a se desarrolle normativamente, las unidades de programaci\u00f3n definidas en este apartado podr\u00e1n incorporar instalaciones de almacenamiento asociadas a la instalaci\u00f3n de consumo.
\n3. Unidades de programaci\u00f3n de almacenamiento.
\na) Instalaciones hidr\u00e1ulicas de bombeo.
\nLas instalaciones hidr\u00e1ulicas de bombeo tendr\u00e1n unidades de programaci\u00f3n diferenciadas para las entregas y las tomas de energ\u00eda.
\nSe constituir\u00e1 una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n para la entrega de energ\u00eda del conjunto de grupos de bombeo asociados a una central reversible de bombeo puro o mixto que evac\u00fae en un determinado nudo de la red de transporte o de la red de distribuci\u00f3n no integrada en una UGH.
\nLas entregas de energ\u00eda de instalaciones de bombeo integradas en una UGH se realizar\u00e1n a trav\u00e9s de la unidad de programaci\u00f3n de la UGH.
\nCada unidad de programaci\u00f3n para entrega de energ\u00eda estar\u00e1 compuesta por tantas unidades f\u00edsicas como grupos de bombeo tenga asociados, entendiendo como grupo de bombeo, cada clave diferenciada del registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica correspondiente.
\nAdicionalmente, cada participante del mercado ser\u00e1 titular de una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n para la toma de energ\u00eda para el consumo de bombeo del conjunto de grupos conectados en un mismo nudo de la red de transporte o la red de distribuci\u00f3n.
\nEsta unidad de programaci\u00f3n para la toma de energ\u00eda estar\u00e1 compuesta por tantas unidades f\u00edsicas como grupos de bombeo integran la unidad de programaci\u00f3n, entendiendo como tal, cada clave diferenciada del registro administrativo correspondiente.
\nb) Otros almacenamientos.
\nLas instalaciones de almacenamientos no asociadas a instalaciones de generaci\u00f3n o de demanda tendr\u00e1n unidades de programaci\u00f3n diferenciadas para las entregas y las tomas de energ\u00eda.
\nAs\u00ed, se constituir\u00e1 una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n por BRP y participante en el mercado para la entrega de energ\u00eda del conjunto de instalaciones de almacenamiento no asociadas a instalaciones de generaci\u00f3n o demanda.
\nAdicionalmente, se constituir\u00e1 una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n por BRP y participante en el mercado para la toma de energ\u00eda del conjunto de instalaciones de almacenamiento no asociadas a instalaciones de generaci\u00f3n o demanda.
\nEn caso de instalaciones consideradas relevantes para la seguridad del sistema, el OS, o el gestor de la red de distribuci\u00f3n de forma coordinada con el OS, podr\u00e1 solicitar, adicionalmente a los criterios establecidos (BRP y participante en el mercado), la creaci\u00f3n de unidades de programaci\u00f3n espec\u00edficas en funci\u00f3n de su localizaci\u00f3n en un determinado nudo de la red de transporte o de la red de distribuci\u00f3n.
\nCada una de las unidades de programaci\u00f3n estar\u00e1 compuesta por tantas unidades f\u00edsicas como instalaciones integran la unidad de programaci\u00f3n, entendiendo como instalaci\u00f3n, en su caso, cada clave diferenciada del registro administrativo correspondiente, o, seg\u00fan se determine en la normativa de aplicaci\u00f3n.
\n4. Unidades de programaci\u00f3n de importaci\u00f3n y exportaci\u00f3n de energ\u00eda.
\na) Unidades de programaci\u00f3n para la importaci\u00f3n de energ\u00eda:
\nLos participantes en mercado que act\u00faen como comercializadores podr\u00e1n disponer de una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n para la integraci\u00f3n en el mercado de la energ\u00eda importada por cada una de las interconexiones internacionales.
\nEn el caso de importaciones de energ\u00eda desde pa\u00edses no comunitarios ser\u00e1 necesaria la correspondiente autorizaci\u00f3n administrativa para la importaci\u00f3n de energ\u00eda.
\nb) Unidades de programaci\u00f3n para la exportaci\u00f3n de energ\u00eda:
\nLos participantes en mercado que act\u00faen como comercializadores podr\u00e1n disponer de una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n para la integraci\u00f3n en el mercado de la energ\u00eda exportada por cada una de las interconexiones internacionales.
\nEn el caso de exportaciones de energ\u00eda desde pa\u00edses no comunitarios ser\u00e1 necesaria la correspondiente autorizaci\u00f3n administrativa para la exportaci\u00f3n de energ\u00eda.
\n5. Adquisici\u00f3n de energ\u00eda en el mercado para el suministro de energ\u00eda desde el sistema el\u00e9ctrico peninsular al sistema el\u00e9ctrico balear:
\nCada participante en el mercado autorizado para la adquisici\u00f3n de energ\u00eda en el sistema el\u00e9ctrico peninsular para el sistema el\u00e9ctrico balear ser\u00e1 titular de una unidad de programaci\u00f3n para la integraci\u00f3n en el mercado del programa de energ\u00eda a trav\u00e9s del enlace entre el sistema el\u00e9ctrico peninsular y el sistema el\u00e9ctrico balear.
\n6. Unidades de programaci\u00f3n gen\u00e9ricas.
\nCada participante en el mercado podr\u00e1 solicitar disponer de una \u00fanica unidad de programaci\u00f3n gen\u00e9rica. Con dicha unidad el participante en el mercado podr\u00e1 programar todas las entregas o tomas de energ\u00eda en cartera, para:
\n\u2013 La notificaci\u00f3n del uso de la capacidad asignada en subastas expl\u00edcitas de largo plazo (anual y mensual) en la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Francia.
\n\u2013 Nominaci\u00f3n del contrato bilateral correspondiente, en caso de aplicaci\u00f3n de las subastas de respaldo por desacoplamiento de mercados en horizonte diario.
\n\u2013 La integraci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n de la generaci\u00f3n comprometida en contratos bilaterales f\u00edsicos.
\nEl saldo neto de todas las transacciones asociadas a unidades de programaci\u00f3n gen\u00e9ricas deber\u00e1 ser nulo. A tal efecto, los participantes en el mercado podr\u00e1n participar en el mercado diario o realizar los correspondientes contratos bilaterales antes y despu\u00e9s del mercado diario.
\n7. Unidades de programaci\u00f3n porfolio.
\nCada participante en el mercado podr\u00e1 solicitar disponer, para cada una de sus actividades, de una unidad de programaci\u00f3n porfolio de venta y de una unidad de programaci\u00f3n porfolio de compra para la gesti\u00f3n de entregas o adquisici\u00f3n de energ\u00eda en porfolio en el mercado intradiario continuo.
\nEstas unidades se ver\u00e1n reflejadas en los programas publicados por el OS en aquellos casos en que los resultados de la ronda del continuo incorporen unidades de porfolio sin desagregar.
\nAnexo III
\nContratos bilaterales con entrega f\u00edsica
\nLos contratos bilaterales con entrega f\u00edsica podr\u00e1n ser establecidos entre dos participantes en el mercado utilizando las unidades de programaci\u00f3n establecidas en el anexo II.
\n1. Declaraci\u00f3n de alta de contratos bilaterales ante el operador del sistema.
\nLa declaraci\u00f3n de contratos bilaterales al OS se realizar\u00e1 desde la p\u00e1gina Web privada de eSIOS. Tras la solicitud de alta del contrato bilateral a trav\u00e9s de la p\u00e1gina Web privada del OS, el OS revisar\u00e1 si la informaci\u00f3n sobre el mismo es correcta y completa y proceder\u00e1 a comunicar la fecha de alta del mismo al PM solicitante.
\nExisten los siguientes tipos de contratos bilaterales:
\n\u2013 Internacionales:
\na. Antes del mercado diario: mediante estos contratos se nominan los derechos de la capacidad adquirida a largo plazo en las interconexiones en las que existe un m\u00e9todo de asignaci\u00f3n de capacidad a largo plazo y se establecen contratos bilaterales internacionales en aquellas interconexiones en las que no existe un mecanismo coordinado de asignaci\u00f3n de capacidad. Se nominan antes del mercado diario.
\nb. Despu\u00e9s del mercado diario: En caso de desacoplamiento de los mercados diarios y celebraci\u00f3n de subasta diaria de respaldo (SDR).
\n\u2013 Internos dentro del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol: se realizan entre unidades de generaci\u00f3n y unidades de demanda localizadas en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol. Pueden ser nominados antes y despu\u00e9s del mercado diario.
\n\u2013 Entre comercializadoras: Estos contratos s\u00f3lo se pueden nominar despu\u00e9s del mercado diario, una vez que el comercializador ha adquirido en el mercado diario la energ\u00eda que posteriormente ser\u00e1 vendida a la otra empresa comercializadora.
\n2. Nominaci\u00f3n de contratos bilaterales.
\nLa nominaci\u00f3n de los contratos bilaterales se realiza en el horizonte diario de programaci\u00f3n conforme a lo establecido en este procedimiento y deber\u00e1 respetar los horarios de comunicaci\u00f3n al OS fijados en el mismo.
\nDesde la fecha de alta comunicada por el operador del sistema, los participantes del mercado podr\u00e1n proceder a la nominaci\u00f3n del contrato bilateral para su integraci\u00f3n en el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
\nEstas nominaciones podr\u00e1n ser directas o indirectas, seg\u00fan se haya acordado entre las partes y comunicado al OS en el proceso de declaraci\u00f3n de alta del contrato bilateral.
\n\u2013 Nominaciones directas: ambos participantes del mercado deber\u00e1n realizar la nominaci\u00f3n de los programas de energ\u00eda de sus correspondientes unidades de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Nominaciones indirectas: previa notificaci\u00f3n al OS, s\u00f3lo uno de los participantes en el mercado deber\u00e1 realizar la nominaci\u00f3n de programa correspondiente a ambas unidades de programaci\u00f3n.
\nAnexo IV
\nReclamaciones en el \u00e1mbito del proceso de programaci\u00f3n
\n1. Presentaci\u00f3n de reclamaciones.
\nUna vez publicados los resultados de los procesos de programaci\u00f3n y asignaci\u00f3n de ofertas de los distintos mercados de servicios de ajuste del sistema el OS realizar\u00e1 un seguimiento y control de los resultados y publicaciones del proceso de programaci\u00f3n.
\nSi a lo largo de este proceso se identificara una anomal\u00eda, el OS, en los casos que sea posible, podr\u00e1 realizar la correspondiente republicaci\u00f3n con posterioridad a las secuencias establecidas en el proceso de programaci\u00f3n, informando a la CNMC y a los participantes del mercado de la causa de la anomal\u00eda y de la correcci\u00f3n realizada.
\nAsimismo, los participantes en el mercado podr\u00e1n presentar reclamaciones a trav\u00e9s de la p\u00e1gina Web privada del OS en caso de discrepancia con las publicaciones resultados de los diferentes procesos. Este mecanismo de reclamaciones podr\u00e1 ser utilizado tambi\u00e9n por los participantes en el mercado para declarar al OS la existencia de errores en las ofertas presentadas y asignadas.
\nSin perjuicio de que el participante del mercado pueda adelantar la informaci\u00f3n que estime oportuna a trav\u00e9s de comunicaci\u00f3n telef\u00f3nica, fax o correo electr\u00f3nico dirigido a las direcciones de correo electr\u00f3nico o interlocutores habituales, ser\u00e1 necesario, en cualquier caso, la existencia de una comunicaci\u00f3n formal expresa a trav\u00e9s de la p\u00e1gina Web privada del OS, para su consideraci\u00f3n como reclamaci\u00f3n formal.
\n2. Resoluci\u00f3n de reclamaciones.
\nEn aquellos casos en los que se verifique la existencia de una incidencia, y \u00e9sta pueda ser corregida sin afectar de forma importante al proceso de programaci\u00f3n, el OS, en coordinaci\u00f3n con el OM y los OS vecinos, realizar\u00e1 las actuaciones oportunas para su resoluci\u00f3n y, en su caso, proceder\u00e1 a la publicaci\u00f3n de una nueva versi\u00f3n del mensaje correspondiente al proceso de programaci\u00f3n afectado, manteniendo informados en todo momento a los PM de estas actuaciones, a trav\u00e9s de la Web privada de eSIOS.
\nEn el caso de darse esta situaci\u00f3n, el OS adoptar\u00e1 sus mejores esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
\nLos plazos de reclamaci\u00f3n que permiten resolver la reclamaci\u00f3n mediante la repetici\u00f3n de procesos diarios son los siguientes:
\n\u2013 A partir de la puesta a disposici\u00f3n del PDBF, los PM dispondr\u00e1n de un per\u00edodo m\u00e1ximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS. En aquellos casos excepcionales, de retrasos en la publicaci\u00f3n del PDBF, u otras circunstancias que as\u00ed lo hiciesen necesario, el OS podr\u00e1 reducir la duraci\u00f3n del periodo de recepci\u00f3n de posibles reclamaciones al programa PDBF, hasta un tiempo m\u00ednimo de 15 minutos, informando previamente de esta reducci\u00f3n de plazo a trav\u00e9s de la Web privada de eSIOS.
\n\u2013 A partir de la puesta a disposici\u00f3n del PDVP, los PM dispondr\u00e1n de un per\u00edodo m\u00e1ximo de 10 minutos para formular posibles reclamaciones al OS.
\n\u2013 A partir de la puesta a disposici\u00f3n de la asignaci\u00f3n diaria de banda de regulaci\u00f3n secundaria, los participantes en el mercado dispondr\u00e1n de un per\u00edodo m\u00e1ximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS. En aquellos casos excepcionales, de retrasos en la publicaci\u00f3n de la asignaci\u00f3n de reserva secundaria, u otras circunstancias que as\u00ed lo hagan necesario, el OS podr\u00e1 reducir la duraci\u00f3n del periodo de recepci\u00f3n de posibles reclamaciones a la asignaci\u00f3n de reserva secundaria, hasta un tiempo m\u00ednimo de 15 minutos, e informando previamente de esta reducci\u00f3n del plazo a trav\u00e9s de la Web privada de eSIOS.
\nPara los procesos realizados en el horizonte intradiario y tiempo real no se recogen expl\u00edcitamente plazos de reclamaci\u00f3n para la repetici\u00f3n del proceso, aplicando en todo caso, que el OS, desde el momento de recepci\u00f3n de la reclamaci\u00f3n, evaluar\u00e1 la posibilidad de repetici\u00f3n del proceso, o en su caso, de proceder a una correcci\u00f3n a posteriori mediante la republicaci\u00f3n de los correspondientes mensajes.
\nEn el caso de declaraci\u00f3n de un error en las ofertas, el operador del sistema lo tendr\u00e1 en cuenta en la liquidaci\u00f3n si la subsanaci\u00f3n del error conllevara un mayor coste o una reducci\u00f3n de ingresos para el declarante, sin impacto econ\u00f3mico negativo sobre otros sujetos proveedores. En caso contrario, si la subsanaci\u00f3n conllevara un beneficio para el sujeto o afectase negativamente a otros proveedores, el operador del sistema lo comunicar\u00e1 a la CNMC para su resoluci\u00f3n.
\n3. Respuesta a la reclamaci\u00f3n.
\nEl OS gestionar\u00e1 en un plazo no superior a cinco d\u00edas h\u00e1biles siguientes al de la fecha de recepci\u00f3n de la reclamaci\u00f3n, la comunicaci\u00f3n de la resoluci\u00f3n de la reclamaci\u00f3n al participante del mercado que ha presentado la misma o, en su caso, la notificaci\u00f3n a la CNMC de una declaraci\u00f3n de error en una oferta asignada. No obstante, se podr\u00e1 disponer de un plazo mayor, previa justificaci\u00f3n.
\n4. Cierre de la reclamaci\u00f3n.
\nEn caso de que la reclamaci\u00f3n haya sido resuelta finalmente como desestimada, el participante del mercado dispondr\u00e1 de un plazo m\u00e1ximo de tres d\u00edas h\u00e1biles para comunicar su conformidad o disconformidad con la misma. Al finalizar dicho plazo, la reclamaci\u00f3n quedar\u00e1 cerrada con la conformidad o disconformidad del participante del mercado que la present\u00f3. De no mediar dicha comunicaci\u00f3n en el plazo indicado, se entender\u00e1 su conformidad.
\nLos conflictos que puedan surgir con relaci\u00f3n a una reclamaci\u00f3n con disconformidad se resolver\u00e1n de acuerdo a lo establecido en el art\u00edculo 12 de la Ley 3\/2013, de 4 de junio, de creaci\u00f3n de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y en el art\u00edculo 30.3 de la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.
\n5. R\u00e9gimen del proceso de programaci\u00f3n.
\nEl operador del sistema no responder\u00e1 de las consecuencias de las actuaciones en las que intervengan los participantes del mercado o terceros, ni de las derivadas de la aplicaci\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n y de los sistemas inform\u00e1ticos y de comunicaci\u00f3n del Operador del Sistema. Tampoco responder\u00e1 el operador del sistema de las consecuencias derivadas de circunstancias que se encuentren fuera de su control directo, de los casos de fuerza mayor o de car\u00e1cter fortuito, de las consecuencias indirectas de las actuaciones y operaciones desarrolladas en el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica ni de los riesgos derivados del funcionamiento del mismo.
\nAnexo V
\nValidaci\u00f3n de nominaciones de programa
\n1. Validaci\u00f3n de nominaciones de programas del mercado diario.
\nEl OS verificar\u00e1 la coherencia de las nominaciones de programas realizadas por los participantes en el mercado y la informaci\u00f3n referente a los resultados de la contrataci\u00f3n de energ\u00eda en el mercado diario recibida del OM.
\nEn caso de que como consecuencia de la agregaci\u00f3n de la contrataci\u00f3n en el mercado diario y de la contrataci\u00f3n bilateral, una unidad de programaci\u00f3n de comercializaci\u00f3n resultara con un programa vendedor, se proceder\u00e1 del modo siguiente:
\n1. Se ordenar\u00e1n los contratos bilaterales entre comercializadoras en los que participe la unidad de programaci\u00f3n de comercializaci\u00f3n en orden creciente atendiendo a su volumen de energ\u00eda diario.
\n2. Se retirar\u00e1n los contratos bilaterales en el orden indicado hasta que el programa de la unidad de comercializaci\u00f3n resulte nulo o comprador en todas las horas.
\nAsimismo, si como resultado de esta verificaci\u00f3n fuese detectada alguna disparidad, entre las nominaciones enviadas por los participantes del mercado asociados a las unidades de programaci\u00f3n o entre \u00e9stas y el resultado de la casaci\u00f3n facilitado por el OM, se proceder\u00e1, en funci\u00f3n del caso, seg\u00fan lo siguiente:
\n\u2013 Unidades de programaci\u00f3n con programa de energ\u00eda asociado a la ejecuci\u00f3n de contratos bilaterales: se considerar\u00e1 el valor m\u00ednimo de los programas resultantes de las comunicaciones realizadas por los diferentes participantes del mercado identificados como contrapartes en dicho contrato.
\n\u2013 Unidades de programaci\u00f3n con programa de energ\u00eda asociado a la contrataci\u00f3n en el mercado diario de producci\u00f3n que forman parte junto a otras unidades de programaci\u00f3n de una misma unidad de oferta: en aquellos casos en los que el OS no haya recibido la nominaci\u00f3n de programas de las unidades de programaci\u00f3n integradas en una misma unidad de oferta, o bien habi\u00e9ndose recibido dicha nominaci\u00f3n, el valor total nominado fuese distinto del programa de la correspondiente unidad de oferta comunicado por el OM, se proceder\u00e1 como sigue:
\n1. Se ordenar\u00e1n las unidades de programaci\u00f3n en orden decreciente atendiendo a su valor de potencia m\u00e1xima.
\n2. Respetando la ordenaci\u00f3n del punto 1 anterior se ir\u00e1n asignando a las unidades de programaci\u00f3n, valores de programa hasta un valor en el l\u00edmite igual a la energ\u00eda horaria correspondiente a la potencia m\u00e1xima de cada unidad de programaci\u00f3n y as\u00ed hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada.
\n3. Si una vez asignados los programas a todas las unidades de programaci\u00f3n, conforme al punto 2 anterior no se hubiera asignado a\u00fan el programa de la unidad de oferta en su totalidad, la diferencia que reste se asignar\u00e1 a la unidad de programaci\u00f3n con mayor valor de potencia m\u00e1xima.
\n2. Validaci\u00f3n de nominaciones de programas en el mercado intradiario.
\n2.1 Subastas del mercado intradiario.
\nEn el caso de que la unidad de oferta tenga varias unidades de programaci\u00f3n, y bien no se haya recibido la nominaci\u00f3n de programas de las unidades de programaci\u00f3n que la componen, o disponi\u00e9ndose de las nominaciones de programa de estas unidades de programaci\u00f3n, el valor total nominado sea distinto del programa de la unidad de oferta asociada comunicado por el OM para la correspondiente sesi\u00f3n del MI de subastas, se proceder\u00e1 como sigue, distingui\u00e9ndose entre estos dos posibles casos:
\nA) La unidad de oferta vende energ\u00eda en el MI de subastas:
\n1. Se ordenar\u00e1n las unidades de programaci\u00f3n en orden decreciente atendiendo a su valor de potencia m\u00e1xima.
\n2. Respetando la ordenaci\u00f3n del punto 1 anterior, se ir\u00e1 asignando a las unidades de programaci\u00f3n, valores de programa hasta un valor en el l\u00edmite igual a la energ\u00eda horaria correspondiente a la potencia m\u00e1xima o al l\u00edmite de potencia m\u00e1ximo establecido, en su caso, por seguridad del sistema de cada unidad de programaci\u00f3n y as\u00ed hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada.
\n3. Si una vez asignados los programas a todas las unidades de programaci\u00f3n, conforme al punto 2 anterior no hubiera sido asignado el programa de la unidad de oferta en su totalidad, la diferencia que reste se asignar\u00e1 a la unidad de programaci\u00f3n con un mayor valor de potencia m\u00e1xima.
\nB) La unidad de oferta recompra energ\u00eda en el MI:
\n1. Se ordenar\u00e1n las unidades de programaci\u00f3n en orden decreciente atendiendo a su valor de energ\u00eda programada.
\n2. Respetando la ordenaci\u00f3n del punto 1, se ir\u00e1 reduciendo la energ\u00eda de las unidades de programaci\u00f3n hasta un valor igual a cero o igual al del l\u00edmite de potencia m\u00ednimo establecido, en su caso, por seguridad del sistema o hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada casado en la correspondiente sesi\u00f3n del MI de subastas.
\n2.2 Mercado intradiario continuo.
\nSe realizar\u00e1 la validaci\u00f3n de las nominaciones de programa de los resultados del MIC de forma que, en el caso de que la unidad de oferta tenga varias unidades de programaci\u00f3n, y bien no se haya recibido la nominaci\u00f3n de programas de las unidades de programaci\u00f3n que la componen, o disponi\u00e9ndose de las nominaciones de programa de estas unidades de programaci\u00f3n, el valor total nominado sea distinto del programa de la unidad de oferta asociada comunicado por el OM para la correspondiente ronda del mercado intradiario continuo, se proceder\u00e1 como sigue, distingui\u00e9ndose entre estos dos posibles casos:
\nA) La unidad de oferta vende energ\u00eda en el mercado intradiario continuo:
\n1. Se ordenar\u00e1n las unidades de programaci\u00f3n en orden decreciente atendiendo a su valor de potencia m\u00e1xima.
\n2. Respetando la ordenaci\u00f3n del punto 1 anterior, se ir\u00e1 asignando a las unidades de programaci\u00f3n, valores de programa hasta un valor en el l\u00edmite igual a la energ\u00eda horaria correspondiente a la potencia m\u00e1xima o al l\u00edmite de potencia m\u00e1ximo establecido, en su caso, por seguridad del sistema de cada unidad de programaci\u00f3n y as\u00ed hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada.
\n3. Si una vez asignados los programas a todas las unidades de programaci\u00f3n, conforme al punto 2 anterior no hubiera sido asignado el programa de la unidad de oferta en su totalidad, la diferencia que reste se asignar\u00e1 a la unidad de programaci\u00f3n con un mayor valor de potencia m\u00e1xima.
\nB) La unidad de oferta recompra energ\u00eda en el mercado intradiario continuo:
\n1. Se ordenar\u00e1n las unidades de programaci\u00f3n en orden decreciente atendiendo a su valor de energ\u00eda programada.
\n2. Respetando la ordenaci\u00f3n del punto 1, se ir\u00e1 reduciendo la energ\u00eda de las unidades de programaci\u00f3n hasta un valor igual a cero o igual al del l\u00edmite de potencia m\u00ednimo establecido, en su caso, por seguridad del sistema o hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada.
\nP.O. 3.2 RESTRICCIONES T\u00c9CNICAS
\n1. Objeto.
\nEl objeto de este procedimiento es establecer el proceso para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol en el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), as\u00ed como las que puedan identificarse con posterioridad durante la operaci\u00f3n en tiempo real.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento es de aplicaci\u00f3n a:
\n\u2013 Operador del Sistema (OS).
\n\u2013 Participantes en el Mercado (PM), en el \u00e1mbito del sistema peninsular espa\u00f1ol.
\n3. Definiciones.
\n3.1 Participante en el Mercado:
\nPersona f\u00edsica o jur\u00eddica que compra, vende o genera electricidad, que participa en la agregaci\u00f3n o que es un gestor de la participaci\u00f3n activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energ\u00eda, incluida la emisi\u00f3n de \u00f3rdenes de negociaci\u00f3n, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de electricidad.
\n3.2 Restricci\u00f3n t\u00e9cnica:
\nEs cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a trav\u00e9s de los correspondientes procedimientos de operaci\u00f3n, requiera, a criterio t\u00e9cnico del OS, la modificaci\u00f3n de los programas de energ\u00eda.
\nEn particular pueden identificarse restricciones debidas a:
\nIncumplimiento de las condiciones de seguridad en r\u00e9gimen permanente y\/o tras contingencia, definidas en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico.
\nInsuficiente reserva de potencia para la regulaci\u00f3n y el balance del sistema.
\nInsuficiente reserva de capacidad para el control de la tensi\u00f3n en la Red de Transporte.
\nInsuficiente reserva de capacidad para la reposici\u00f3n del servicio.
\nIncumplimiento de las condiciones de seguridad en la Red de Distribuci\u00f3n comunicadas al OS por el gestor de la correspondiente Red de Distribuci\u00f3n.
\nPara la soluci\u00f3n de estas restricciones se aplicar\u00e1n los mecanismos descritos en el presente procedimiento de operaci\u00f3n y en aquellos otros por los que se establece la gesti\u00f3n de los correspondientes servicios de ajuste del sistema.
\n3.3 Arranque en caliente:
\nArranque programado y\/o realizado por la unidad t\u00e9rmica de producci\u00f3n de forma tal que el intervalo de tiempo comprendido desde la \u00faltima hora con programa asignado y la primera hora en la que se programa y\/o se realiza el arranque es inferior a 5 horas; y arranque programado y\/o realizado por la segunda y sucesivas turbinas de gas de un ciclo combinado multieje, en respuesta a una solicitud espec\u00edfica del OS.
\n3.4 Arranque en fr\u00edo:
\nCualquier otro arranque programado y\/o realizado por la unidad t\u00e9rmica de producci\u00f3n que no cumpla la condici\u00f3n de arranque en caliente.
\n3.5 Tiempo de preaviso.
\n3.5.1 Tiempo de preaviso desde orden de arranque hasta m\u00ednimo t\u00e9cnico:
\nTiempo requerido desde la comunicaci\u00f3n de la orden de arranque hasta m\u00ednimo t\u00e9cnico, ya sea en fr\u00edo o en caliente, comunicado, para cada unidad de programaci\u00f3n de tecnolog\u00eda t\u00e9rmica, mediante su incorporaci\u00f3n en la oferta espec\u00edfica para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas. En el caso de las unidades de ciclo combinado multieje, estos tiempos de preaviso estar\u00e1n asociados a aquellos modos de funcionamiento que incluyan la turbina de vapor en su configuraci\u00f3n.
\n3.5.2 Tiempo de preaviso para el arranque de turbinas de gas adicionales:
\nTiempo de requerido para el arranque de una turbina de gas adicional, con el grupo ya operando en un modo de funcionamiento determinado que incluye la operaci\u00f3n de la turbina de vapor en su configuraci\u00f3n.
\n3.6 Capacidad m\u00e1xima de potencia activa.
\nDe la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n: la definici\u00f3n ser\u00e1 la establecida en el Reglamento (UE) 2016\/631 de la Comisi\u00f3n, de 14 de abril de 2016, que establece un c\u00f3digo de red sobre requisitos de conexi\u00f3n de generadores a la red, con las precisiones que resulten de la aprobaci\u00f3n e implementaci\u00f3n nacional. Hasta que se apruebe la normativa nacional por la que se regulan aspectos necesarios para la implementaci\u00f3n de los c\u00f3digos de red europeos de conexi\u00f3n, la capacidad m\u00e1xima de potencia activa de una instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n vendr\u00e1 determinada por el valor de potencia neta inscrita en la secci\u00f3n primera del registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica o el valor de potencia por el que se ha concedido el permiso de acceso y conexi\u00f3n a la red para aquellas instalaciones inscritas en la secci\u00f3n segunda del registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nPara las unidades f\u00edsicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la capacidad m\u00e1xima de potencia activa vendr\u00e1 determinada por la suma de la capacidad m\u00e1xima de potencia activa de cada una de las instalaciones que la conforman.
\n4. Presentaci\u00f3n de ofertas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF y en tiempo real.
\n4.1 Periodo para la recepci\u00f3n de ofertas para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF.
\nEl periodo para la recepci\u00f3n de ofertas queda definido en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n.
\n4.2 Unidades de programaci\u00f3n para la venta de energ\u00eda.
\nLos PM asociados a unidades de venta de energ\u00eda, asociadas tanto a transacciones de mercado como afectas a contratos bilaterales con entrega f\u00edsica, correspondientes a:
\n\u2013 Producci\u00f3n de grupos t\u00e9rmicos no renovables y centrales reversibles de bombeo.
\n\u2013 Producci\u00f3n de instalaciones que utilizan fuentes de energ\u00eda renovables.
\n\u2013 Importaciones de energ\u00eda desde los sistemas el\u00e9ctricos externos en los que no est\u00e9 implantado un sistema coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio.
\nPresentar\u00e1n las ofertas siguientes:
\n4.2.1 Ofertas de venta de energ\u00eda:
\nDe car\u00e1cter obligatorio para todos aquellos PM asociados a unidades de programaci\u00f3n que, en aplicaci\u00f3n de la normativa vigente, est\u00e1n obligados a realizar ofertas de venta de energ\u00eda para cada periodo de programaci\u00f3n. Esta obligaci\u00f3n aplicar\u00e1 a la totalidad de la potencia m\u00e1xima disponible en la correspondiente unidad de programaci\u00f3n adicional a la programada en el PDBF, y de forma independiente a que su contrataci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n se efect\u00fae a trav\u00e9s de la gesti\u00f3n del programa de energ\u00eda en el mercado diario o mediante la ejecuci\u00f3n de contratos bilaterales con entrega f\u00edsica. A estos efectos, se considerar\u00e1 potencia m\u00e1xima disponible de una unidad de programaci\u00f3n al valor m\u00e1ximo de potencia activa del conjunto de unidades f\u00edsicas integradas en dicha unidad de programaci\u00f3n, que no se ve afectado por limitaciones en la capacidad de producci\u00f3n, teniendo en cuenta, en su caso, el recurso de energ\u00eda primaria disponible en dichas instalaciones.
\nEn el caso de unidades de producci\u00f3n afectas a contratos bilaterales con entrega f\u00edsica cuyo objeto sea la exportaci\u00f3n de energ\u00eda a trav\u00e9s de interconexiones el\u00e9ctricas sin sistema coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio, la oferta de venta de energ\u00eda ser\u00e1 por la totalidad de la potencia m\u00e1xima disponible en la correspondiente unidad de producci\u00f3n, y ello con independencia del programa de venta de energ\u00eda comprometido en el PDBF, ya que este programa PDBF, en caso de existir una congesti\u00f3n en sentido exportador en dicha interconexi\u00f3n, podr\u00eda verse reducido o incluso llegar a anularse.
\nDe car\u00e1cter potestativo para las unidades de venta de energ\u00eda correspondientes a importaciones de energ\u00eda desde aquellos sistemas el\u00e9ctricos externos en los que no est\u00e9 implantado un sistema coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio.
\n4.2.2 Ofertas de compra de energ\u00eda:
\nLas ofertas de compra de energ\u00eda ser\u00e1n de car\u00e1cter obligatorio para todas las unidades de venta respecto al programa de venta de energ\u00eda establecido en el PDBF para la correspondiente unidad de venta de energ\u00eda.
\n4.3 Unidades de programaci\u00f3n para la adquisici\u00f3n de energ\u00eda.
\nLos PM asociados a unidades de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para consumo de bombeo, asociadas tanto a transacciones de mercado como afectas a contratos bilaterales con entrega f\u00edsica, presentar\u00e1n los siguientes tipos de oferta:
\n\u2013 Ofertas de venta de energ\u00eda que tendr\u00e1n car\u00e1cter obligatorio respecto al correspondiente programa de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para consumo de bombeo programado en el PDBF (reducci\u00f3n hasta la anulaci\u00f3n del programa de consumo de bombeo del PDBF).
\n\u2013 Ofertas de compra de energ\u00eda que tendr\u00e1n car\u00e1cter potestativo, para el incremento respecto al PDBF del programa de consumo de bombeo de la unidad.
\n4.4 Unidades de programaci\u00f3n gen\u00e9ricas.
\nLas unidades de programaci\u00f3n gen\u00e9ricas no participar\u00e1n en la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, no acept\u00e1ndose por ello la presentaci\u00f3n de ofertas de restricciones para este tipo de unidades de programaci\u00f3n.
\n4.5 Caracter\u00edsticas de las ofertas.
\nLas ofertas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas ser\u00e1n, con car\u00e1cter general, ofertas simples, debiendo ser presentadas por el PM asociado a la correspondiente unidad, y ello con independencia de que dicha unidad de venta o de adquisici\u00f3n pueda estar afecta, adem\u00e1s, de forma parcial o total, a uno o m\u00e1s contratos bilaterales con entrega f\u00edsica, para los que se haya comunicado su ejecuci\u00f3n para el d\u00eda siguiente.
\nEn cada oferta se especificar\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 Tipo de oferta (producci\u00f3n, importaci\u00f3n o consumo de bombeo).
\n\u2013 Para cada periodo de programaci\u00f3n, y respecto a la energ\u00eda programada en el PDBF se indicar\u00e1:
\n\u2022 Energ\u00eda a subir:
\nN.\u00ba de bloque: Bloques divisibles de precios crecientes, en orden correlativo de 1 a 10 (n\u00famero m\u00e1ximo de bloques).
\nEnerg\u00eda (MWh).
\nPrecio de la energ\u00eda ofertada: Este precio podr\u00e1 ser negativo en todos los periodos de programaci\u00f3n de los d\u00edas en los que el precio marginal del mercado diario o de alguna de las sesiones de subastas del mercado intradiario haya resultado negativo en uno o m\u00e1s de los periodos horarios del horizonte de programaci\u00f3n correspondiente al d\u00eda en cuesti\u00f3n. El precio de la oferta de restricciones no podr\u00e1 ser menor que el l\u00edmite t\u00e9cnico inferior de precio establecido, en su caso, para las ofertas al mercado diario, o el menos entre el m\u00ednimo del diario y las subastas del intradiario si ambos fueran distintos.
\n\u2022 Energ\u00eda a bajar:
\nN.\u00ba de bloque: Bloques divisibles de precios decrecientes, en orden correlativo de 1 a 10 (n\u00famero m\u00e1ximo de bloques).
\nEnerg\u00eda (MWh).
\nPrecio de la energ\u00eda ofertada: Este precio podr\u00e1 ser negativo en todos los periodos de programaci\u00f3n de los d\u00edas en los que el precio marginal del mercado diario o de alguna de las sesiones de subastas del mercado intradiario haya resultado negativo en uno o m\u00e1s de los periodos horarios del horizonte de programaci\u00f3n correspondiente al d\u00eda en cuesti\u00f3n. El precio de la oferta de restricciones no podr\u00e1 ser menor que el l\u00edmite t\u00e9cnico inferior de precio establecido, en su caso, para las ofertas al mercado diario, o el menos entre el m\u00ednimo del diario y las subastas del intradiario si ambos fueran distintos.
\n\u2013 Para los grupos t\u00e9rmicos, se deber\u00e1n incorporar los tiempos de preaviso desde orden de arranque hasta m\u00ednimo t\u00e9cnico, en fr\u00edo y en caliente, ambos declarados en minutos, a los efectos de determinar las soluciones t\u00e9cnicamente v\u00e1lidas para resolver una restricci\u00f3n. En el caso de los ciclos combinados multieje, se deber\u00e1n facilitar los tiempos de preaviso por cada modo de funcionamiento, as\u00ed como el tiempo de preaviso para el arranque de una turbina de gas adicional.
\n\u2013 C\u00f3digo para la definici\u00f3n del orden de precedencia a considerar para la repercusi\u00f3n de los posibles redespachos de energ\u00eda a subir aplicados sobre una unidad de consumo de bombeo, y de los posibles redespachos de energ\u00eda a bajar aplicados sobre una unidad de venta, en caso de que la misma participe simult\u00e1neamente en una transacci\u00f3n de mercado y en la ejecuci\u00f3n de uno o m\u00e1s contratos bilaterales con entrega f\u00edsica (reducci\u00f3n prioritaria del programa correspondiente a la transacci\u00f3n de mercado y reducci\u00f3n posterior de los contratos bilaterales mediante prorrata entre ellos, prioridad inversa, o bien, aplicaci\u00f3n de la regla prorrata sobre todo el conjunto de transacciones).
\nLas unidades de venta de energ\u00eda correspondientes a grupos t\u00e9rmicos podr\u00e1n presentar ofertas complejas que constar\u00e1n de cuatro t\u00e9rminos:
\n\u2013 Ingresos por mantener acoplada la unidad durante una hora.
\n\u2013 Ingresos por unidad de energ\u00eda producida.
\n\u2013 Ingresos por arranque en fr\u00edo.
\n\u2013 Ingresos por arranque en caliente.
\nEn el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas estas ofertas complejas ser\u00e1n tenidas en consideraci\u00f3n \u00fanicamente en los casos en los que la correspondiente unidad de venta de energ\u00eda tenga un programa horario nulo en todos y cada uno de los periodos que constituyen el horizonte diario de programaci\u00f3n, o bien tenga \u00fanicamente programa de energ\u00eda en uno o varios de los tres primeros periodos horarios de dicho horizonte, a modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.
\nAdicionalmente en el caso de ciclos combinados multieje el t\u00e9rmino de arranque en caliente de las ofertas complejas ser\u00e1 tenido en cuenta cuando por seguridad del sistema, se requiera un cambio en el modo de funcionamiento que conlleve el arranque de una o m\u00e1s turbinas de gas.
\nEn aquellos casos en los que la oferta compleja sea aplicable, al verificarse la condici\u00f3n anteriormente indicada, la utilizaci\u00f3n de la misma se efectuar\u00e1 bajo los siguientes criterios:
\n\u2013 Se considerar\u00e1 que la unidad permanece acoplada en un determinado periodo de programaci\u00f3n siempre y cuando su programa de producci\u00f3n sea superior a cero en dicho periodo.
\n\u2013 El t\u00e9rmino correspondiente a los ingresos por unidad de energ\u00eda producida se especificar\u00e1 mediante un \u00fanico bloque.
\n\u2013 Se considerar\u00e1 arranque en caliente o en fr\u00edo seg\u00fan corresponda.
\n4.6 Actualizaci\u00f3n de las ofertas de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\nLas ofertas presentadas al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF podr\u00e1n ser actualizadas de forma continua dentro del plazo de tiempo definido en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n.
\n4.7 Presentaci\u00f3n de ofertas de restricciones t\u00e9cnicas por defecto.
\nLos PM asociados a unidades de programaci\u00f3n a los que sea de aplicaci\u00f3n la presentaci\u00f3n de ofertas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas podr\u00e1n disponer de ofertas de restricciones por defecto de acuerdo con lo dispuesto en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los intercambios de informaci\u00f3n.
\n5. Criterios para la implementaci\u00f3n pr\u00e1ctica de la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nPara el establecimiento de los redespachos de energ\u00eda necesarios para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas, se respetar\u00e1n los valores correspondientes a las potencias m\u00ednimas y las capacidades m\u00e1ximas de potencia activa de las instalaciones de generaci\u00f3n, y las potencias nominales de las unidades de consumo de bombeo, de acuerdo con la definici\u00f3n de las mismas y otra informaci\u00f3n complementaria (potencia correspondiente al m\u00ednimo t\u00e9cnico de la unidad de producci\u00f3n, potencia nominal de consumo de bombeo, etc.) que deber\u00e1n facilitar al OS los PM asociados a las correspondientes unidades programaci\u00f3n seg\u00fan lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la informaci\u00f3n intercambiada por el OS, y de acuerdo con lo fijado en dicho procedimiento. Se tendr\u00e1n en cuenta, adem\u00e1s, las posibles limitaciones transitorias de estos valores de potencia comunicados tambi\u00e9n de forma fehaciente por los PM asociados a estas unidades al OS.
\nNo ser\u00e1n tenidas en consideraci\u00f3n, por el contrario, otras limitaciones distintas, propias de cada unidad de producci\u00f3n, tales como las rampas m\u00e1ximas de subida y bajada de carga de los grupos t\u00e9rmicos, entre otras, que deber\u00e1n ser gestionadas en el mercado intradiario, cuando as\u00ed sea necesario, por los PM asociados a las correspondientes unidades.
\nAs\u00ed, el OS programar\u00e1 \u00fanicamente las rampas de subida\/bajada de carga de unidades t\u00e9rmicas de producci\u00f3n cuando la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas haya sido programada para un periodo de programaci\u00f3n tal, que el PM asociado a dicha unidad de programaci\u00f3n no tenga posibilidad efectiva de participar en el mercado intradiario por incompatibilidad de los horarios de dicho mercado con el periodo de programaci\u00f3n para el que se establece el cambio del programa de la unidad de programaci\u00f3n para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas.
\nEn todos los casos en los que la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas lleve asociado el acoplamiento, incremento o disminuci\u00f3n de producci\u00f3n de unidades f\u00edsicas concretas, incorporadas en una determinada unidad de venta de energ\u00eda, y no sea suficiente una modificaci\u00f3n del programa de la unidad de venta de energ\u00eda correspondiente, el OS definir\u00e1, adem\u00e1s de la unidad de programaci\u00f3n afectada por el redespacho de energ\u00eda, las unidades f\u00edsicas y los requisitos aplicables a cada una de ellas de forma detallada, incorpor\u00e1ndose estos datos complementarios en \u00e1reas procesables de informaci\u00f3n que formar\u00e1n parte de los intercambios de informaci\u00f3n correspondientes a los redespachos y limitaciones de seguridad comunicados por el OS como parte del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF.
\nEn aquellos casos en los que los redespachos de energ\u00eda sean aplicados sobre una unidad de programaci\u00f3n integrada por m\u00e1s de una unidad f\u00edsica, las limitaciones por seguridad podr\u00e1n afectar tambi\u00e9n, al igual que se ha indicado antes para los redespachos, \u00fanicamente a parte de las unidades f\u00edsicas que la componen sin que quepa considerar, en estos casos, que estas limitaciones son aplicables necesariamente a todo el conjunto de la correspondiente unidad de programaci\u00f3n.
\nLas limitaciones aplicadas por restricciones t\u00e9cnicas sobre unidades f\u00edsicas integradas en una unidad de programaci\u00f3n cuyo desglose (en horizonte diario, intradiario o de tiempo real) enviado con anterioridad al establecimiento de la limitaci\u00f3n sea incorrecto, no dar\u00e1n lugar a redespachos de energ\u00eda.
\nLas limitaciones de programa m\u00e1ximo aplicadas sobre unidades de programaci\u00f3n, o en su caso, sobre unidades f\u00edsicas, a un valor igual a la potencia m\u00e1xima disponible de la unidad de programaci\u00f3n o de la unidad f\u00edsica, o a la suma de las potencias m\u00e1ximas disponibles de las unidades f\u00edsicas que integren una unidad de programaci\u00f3n, no dar\u00e1n lugar a redespachos de energ\u00eda.
\nLas limitaciones de programa m\u00e1ximo aplicadas por restricciones t\u00e9cnicas sobre unidades f\u00edsicas solo dar\u00e1n lugar a redespachos de energ\u00eda en aquellos casos en los que la unidad f\u00edsica tenga localizaci\u00f3n geogr\u00e1fica espec\u00edfica y cuente con telemedida asociada un\u00edvoca.
\n6. Proceso de soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas del programa diario base de funcionamiento (PDBF).
\nEste proceso consta de dos fases diferenciadas:
\nFase 1: Modificaci\u00f3n del programa PDBF por criterios de seguridad.
\nFase 2: Reequilibrio de producci\u00f3n y demanda.
\n6.1 Fase 1: Modificaci\u00f3n del programa PDBF por criterios de seguridad.
\nEl objetivo de esta fase es la determinaci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas que puedan afectar a la ejecuci\u00f3n del PDBF, identificando aquellas modificaciones de programa que sean necesarias para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas detectadas, y estableciendo las limitaciones de programa por seguridad necesarias para evitar la aparici\u00f3n de nuevas restricciones t\u00e9cnicas en la segunda fase del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y en subsiguientes mercados.
\n6.1.1 Identificaci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas.
\na) Preparaci\u00f3n de los casos de estudio.
\nLos an\u00e1lisis de seguridad para la identificaci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas tendr\u00e1n en cuenta la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 La producci\u00f3n y los programas de intercambios internacionales incluidos en el PDBF.
\n\u2013 Las desagregaciones de programas correspondientes a:
\n\u2022 Unidades de venta de energ\u00eda asociadas a grupos t\u00e9rmicos no renovables y centrales reversibles de bombeo.
\n\u2022 Unidades de venta de energ\u00eda asociadas a instalaciones de producci\u00f3n que utilizan fuentes de energ\u00eda renovables teniendo en cuenta la precisi\u00f3n de la previsi\u00f3n de entregas de producci\u00f3n en aquellas instalaciones cuya producci\u00f3n dependa de las condiciones de su recurso primario.
\n\u2013 La demanda prevista por el OS y la precisi\u00f3n de su previsi\u00f3n.
\n\u2013 La mejor previsi\u00f3n de producci\u00f3n e\u00f3lica y solar de que disponga el OS.
\n\u2013 La mejor informaci\u00f3n disponible en relaci\u00f3n con:
\n\u2022 Indisponibilidades tanto programadas como sobrevenidas que afecten a elementos de red.
\n\u2022 Indisponibilidades tanto programadas como sobrevenidas que afecten a las unidades f\u00edsicas de producci\u00f3n y a las unidades de adquisici\u00f3n para consumo de bombeo.
\n\u2013 La demanda se considerar\u00e1 distribuida en los diferentes nudos del modelo de red utilizado por el OS para la realizaci\u00f3n de los an\u00e1lisis de seguridad. Esta distribuci\u00f3n de la demanda por nudos la efectuar\u00e1 el OS, utilizando como soporte para ello las aplicaciones de los sistemas de gesti\u00f3n de energ\u00eda, y las aplicaciones inform\u00e1ticas y Bases de Datos espec\u00edficamente dise\u00f1adas para los an\u00e1lisis y la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas.
\nb) An\u00e1lisis de seguridad.
\nSobre las bases anteriormente indicadas, el OS efectuar\u00e1 los an\u00e1lisis de seguridad necesarios para todo el horizonte de programaci\u00f3n e identificar\u00e1 las restricciones t\u00e9cnicas que afecten al PDBF, de acuerdo con los criterios de seguridad, calidad y fiabilidad contenidos en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico.
\nLos casos de estudio utilizados para la realizaci\u00f3n de los an\u00e1lisis de seguridad del PDBF ser\u00e1n puestos a disposici\u00f3n de los PM, en formato RAW de la aplicaci\u00f3n PSS\/E, una vez transcurrido el periodo de tiempo establecido, en su caso, por razones de confidencialidad de la informaci\u00f3n, tal y como se indica en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los intercambios de informaci\u00f3n.
\nc) Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nAntes de proceder a la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, el OS resolver\u00e1, en su caso, las congestiones identificadas en el PDBF que afecten a las interconexiones con los sistemas el\u00e9ctricos vecinos sin mecanismo coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio, con arreglo a lo establecido en la normativa y en los procedimientos de operaci\u00f3n vigentes.
\nUna vez verificada la no existencia de congestiones en las interconexiones internacionales en las que no est\u00e1 implantado un sistema coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio, el OS analizar\u00e1 las condiciones de seguridad del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol. En el caso de identificarse en el PDBF restricciones t\u00e9cnicas internas al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, el OS estudiar\u00e1 para cada conjunto de periodos de programaci\u00f3n consecutivos en los que haya identificado restricciones t\u00e9cnicas, las posibles soluciones que t\u00e9cnicamente las resuelvan con un margen de seguridad adecuado.
\n6.1.2 Medios para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas.
\nPara resolver las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el PDBF que afecten al sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, el OS podr\u00e1 considerar modificaciones topol\u00f3gicas y\/o establecer incrementos o reducciones de la energ\u00eda programada en el PDBF.
\na) Modificaciones topol\u00f3gicas con influencia en los flujos de potencia activa y reactiva de la red de transporte.
\nMediante el empleo de cambios topol\u00f3gicos, cambios de tomas de los transformadores desfasadores, modificaciones en el ajuste de los dispositivos de control de flujo mediante electr\u00f3nica de potencia, cambios en las tomas de los transformadores de potencia, conmutaci\u00f3n de reactancias y condensadores y modificaciones en el ajuste de los equipos de control de tensi\u00f3n mediante electr\u00f3nica de potencia.
\nEl OS tendr\u00e1 en cuenta estas medidas topol\u00f3gicas disponibles en los an\u00e1lisis de seguridad. Si durante la operaci\u00f3n en tiempo real se detectan incumplimientos de los criterios de seguridad el OS activar\u00e1 las medidas topol\u00f3gicas previstas, siempre que su aplicaci\u00f3n contribuya a cumplir los criterios de funcionamiento y seguridad de la operaci\u00f3n del sistema, manteni\u00e9ndolas activas durante el tiempo que persistan dichos incumplimientos.
\nb) Incremento de la energ\u00eda programada en el PDBF.
\nMediante la utilizaci\u00f3n de las ofertas de venta de energ\u00eda presentadas al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas por unidades de venta de energ\u00eda asociadas a instalaciones de producci\u00f3n:
\n\u2013 Unidades correspondientes a grupos t\u00e9rmicos no renovables.
\n\u2013 Unidades correspondientes a centrales reversibles de bombeo.
\n\u2013 Unidades de producci\u00f3n de instalaciones que utilizan fuentes de energ\u00eda renovables.
\nc) Reducci\u00f3n de la energ\u00eda programada en el PDBF.
\nLa reducci\u00f3n de la energ\u00eda programada en el PDBF para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol se realizar\u00e1 sin utilizaci\u00f3n directa de ofertas a estos efectos, siendo consideradas estas reducciones de programa anulaciones del programa correspondiente previsto en el PDBF.
\nEstas reducciones de programa para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el PDBF podr\u00e1n ser aplicadas sobre los siguientes tipos de unidades:
\n\u2013 Unidades de venta asociadas a instalaciones de producci\u00f3n:
\n\u2022 Unidades correspondientes a grupos t\u00e9rmicos no renovables.
\n\u2022 Unidades correspondientes a centrales reversibles de bombeo.
\n\u2022 Unidades de producci\u00f3n de instalaciones que utilizan fuentes de energ\u00eda renovables.
\n\u2013 Unidades de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para consumo de bombeo.
\n\u2013 En el caso de que no se disponga de otros medios en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, o bien exista un riesgo cierto para el suministro en el territorio peninsular nacional, las reducciones de la energ\u00eda programada en el PDBF se podr\u00e1n hacer tambi\u00e9n extensivas a las unidades de adquisici\u00f3n correspondientes a programas de exportaci\u00f3n de energ\u00eda a trav\u00e9s de las interconexiones con los sistemas el\u00e9ctricos vecinos en las que no est\u00e1 implantado un sistema coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio.
\nd) Situaciones excepcionales.
\nEn situaciones excepcionales, bien por falta de medios en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol o por riesgo cierto para garantizar el suministro en el territorio peninsular espa\u00f1ol, para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el PDBF, el OS podr\u00e1 solicitar a los sistemas el\u00e9ctricos vecinos interconectados con el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, incrementos y\/o reducciones de programas de energ\u00eda en unidades ubicadas en su sistema.
\n6.1.3 Selecci\u00f3n y aplicaci\u00f3n de los medios de soluci\u00f3n.
\na) Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas mediante el incremento de la energ\u00eda programada en el PDBF.
\nEn el caso de ser necesarios incrementos de la energ\u00eda programada en el PDBF, y existir m\u00e1s de una soluci\u00f3n t\u00e9cnicamente v\u00e1lida para la soluci\u00f3n de la restricci\u00f3n t\u00e9cnica, con un grado de fiabilidad equivalente bajo el punto de vista de la operaci\u00f3n del sistema, el OS efectuar\u00e1 una evaluaci\u00f3n econ\u00f3mica de las posibles soluciones y elegir\u00e1 aqu\u00e9lla que represente un menor coste siendo calculado \u00e9ste como la diferencia entre el volumen econ\u00f3mico asociado a los redespachos de energ\u00eda correspondientes a la Fase 1 de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, y el volumen econ\u00f3mico resultante de la valoraci\u00f3n de esos mismos redespachos de energ\u00eda al correspondiente precio marginal horario del mercado diario. Para el c\u00e1lculo del coste se considerar\u00e1, en su caso, el programa que las unidades de producci\u00f3n tengan en el d\u00eda previo al de programaci\u00f3n, de acuerdo con el \u00faltimo PHFC publicado con anterioridad al cierre del periodo de recepci\u00f3n de ofertas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF.
\nA igualdad de coste para varias soluciones equivalentes en t\u00e9rminos de eficacia t\u00e9cnica para la soluci\u00f3n de las restricciones identificadas, el OS seleccionar\u00e1 aqu\u00e9lla que represente un menor movimiento de energ\u00eda respecto al PDBF, y en caso de ser el mismo para dos o m\u00e1s unidades, dar\u00e1 prioridad a las instalaciones que utilicen fuentes de energ\u00eda renovable y, tras ellas, a las instalaciones t\u00e9rmicas de cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia, frente al resto de instalaciones de producci\u00f3n.
\nLos incrementos de programa respecto al PDBF que sean aplicados para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas se efectuar\u00e1n mediante la aplicaci\u00f3n de redespachos de energ\u00eda y ser\u00e1n valorados sobre la base de la oferta presentada para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones.
\nEn el caso de ciclos combinados multieje, cuando se requiera un cambio en el modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje, tal que conlleve el arranque de una o m\u00e1s turbinas de gas adicionales, se retribuir\u00e1 el arranque programado y realizado de forma efectiva de cada turbina de gas de acuerdo con el t\u00e9rmino de arranque en caliente de la oferta compleja de restricciones t\u00e9cnicas que haya sido presentada.
\nPara la determinaci\u00f3n del precio de los redespachos de energ\u00eda y los posibles cambios de modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje que puedan requerir el arranque de una o m\u00e1s turbinas de gas adicionales, se considerar\u00e1, en su caso, para las distintas unidades de producci\u00f3n, el programa que haya sido establecido para ellas en el d\u00eda previo al de suministro de la energ\u00eda, incorporado en el \u00faltimo PHFC que haya sido publicado con anterioridad al cierre del periodo de recepci\u00f3n de ofertas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF.
\nb) Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas mediante la reducci\u00f3n de la energ\u00eda programada en el PDBF.
\nPara la aplicaci\u00f3n de reducciones de los programas de energ\u00eda previstos en el PDBF para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol se tendr\u00e1 en cuenta la influencia que el programa de energ\u00eda de cada unidad tiene sobre las restricciones t\u00e9cnicas identificadas, utiliz\u00e1ndose a estos efectos los factores de contribuci\u00f3n a las restricciones t\u00e9cnicas obtenidos en los an\u00e1lisis de seguridad realizados.
\nAs\u00ed, en el caso de que existan varias unidades con una influencia equivalente sobre las restricciones t\u00e9cnicas identificadas, para la soluci\u00f3n de \u00e9stas se reducir\u00e1n los programas de las unidades mediante la aplicaci\u00f3n de la regla prorrata sobre sus correspondientes programas de energ\u00eda, teniendo en cuenta el siguiente orden de prioridad, siempre y cuando la seguridad del sistema as\u00ed lo permita:
\n1. Unidades de producci\u00f3n, excepto instalaciones renovables e instalaciones t\u00e9rmicas de cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia atendiendo a la definici\u00f3n prevista en el art\u00edculo 2 del Real Decreto 616\/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneraci\u00f3n.
\n2. Unidades de producci\u00f3n correspondientes a instalaciones t\u00e9rmicas de cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia atendiendo a la definici\u00f3n prevista en el art\u00edculo 2 del Real Decreto 616\/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneraci\u00f3n.
\n3. Unidades de producci\u00f3n correspondientes a instalaciones renovables gestionables de acuerdo a la definici\u00f3n establecida en el anexo XV del Real decreto 413\/2014, de 6 de junio.
\n4. Unidades de producci\u00f3n correspondientes a instalaciones renovables no gestionables de acuerdo a la definici\u00f3n establecida en el anexo XV del Real decreto 413\/2014, de 6 de junio. Dentro de este conjunto de unidades, se reducir\u00e1n en \u00faltimo lugar aquellas cuya adecuaci\u00f3n tecnol\u00f3gica, de acuerdo con lo fijado en los procedimientos de operaci\u00f3n 12.2 y 12.3, contribuya en mayor medida a garantizar las condiciones de seguridad y calidad de suministro en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\nAdem\u00e1s, dentro de cada conjunto anterior de unidades, se reducir\u00e1n en \u00faltimo lugar aquellos generadores que reciban consignas de tensi\u00f3n del OS.
\nEn el caso de que los efectos de los programas de las unidades sobre las restricciones t\u00e9cnicas identificadas no sean equivalentes, la modificaci\u00f3n de los programas de las diferentes unidades se efectuar\u00e1 reduciendo, en primer lugar, el programa de la unidad que tiene el mayor factor de contribuci\u00f3n, respetando el programa de producci\u00f3n m\u00ednima que pueda ser requerido en esta unidad de programaci\u00f3n por razones de seguridad del sistema, procediendo a aplicar las sucesivas reducciones siguiendo el orden de los factores de contribuci\u00f3n decrecientes obtenidos en los an\u00e1lisis de seguridad.
\nLas reducciones de programa para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el PDBF se efectuar\u00e1n mediante la aplicaci\u00f3n de redespachos de energ\u00eda sobre dichas unidades y dar\u00e1n lugar a nuevos programas de energ\u00eda.
\nEn el caso de que se reduzcan los programas de venta de energ\u00eda conforme a la aplicaci\u00f3n de la regla prorrata, para realizar dicha reducci\u00f3n se establecer\u00e1 un redondeo de dichos programas, mediante la aplicaci\u00f3n de la Norma Internacional ISO 31 B, de forma que todos los programas resultantes est\u00e9n expresados en valores enteros de MWh.
\nLas reducciones de programa respecto del PDBF que sean necesarias para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas, aplicadas tanto sobre unidades de venta de energ\u00eda, como de adquisici\u00f3n (consumo de bombeo y, en su caso, exportaciones) ser\u00e1n consideradas anulaciones del programa correspondiente previsto en el PDBF.
\nc) Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas debidas a insuficiente reserva de potencia a subir.
\nEn aquellos casos en los que, una vez ya incorporados los redespachos y limitaciones de seguridad sobre el programa PDBF necesarios para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas, se identifique la existencia de una insuficiente reserva de potencia a subir en el programa resultante, el OS aplicar\u00e1 limitaciones de programa m\u00ednimo a un valor igual a su m\u00ednimo t\u00e9cnico sobre todos los grupos t\u00e9rmicos programados en el PDBF habilitados para participar en la Fase 2 del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y\/o servicios de balance de activaci\u00f3n manual. En el caso de grupos t\u00e9rmicos compuestos por m\u00e1s de una unidad f\u00edsica, el valor de la limitaci\u00f3n ser\u00e1 igual a la suma de los valores de m\u00ednimo t\u00e9cnico de las unidades f\u00edsicas cuyo valor de desglose comunicado sea igual o superior al m\u00ednimo t\u00e9cnico de la instalaci\u00f3n.
\nd) Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas debidas a insuficiente reserva de potencia a bajar.
\nEn aquellos casos en los que, una vez ya incorporados los redespachos y limitaciones de seguridad sobre el programa PDBF necesarios para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas, se identifique la existencia de una insuficiente reserva de potencia a bajar en el programa resultante, el OS podr\u00e1 proceder a aplicar limitaciones de programa sobre las unidades de adquisici\u00f3n correspondientes a consumo de bombeo hasta un valor igual al de su programa en el PDBF, al objeto de evitar posibles reducciones posteriores de este programa de consumo de bombeo.
\n6.1.4 Implementaci\u00f3n pr\u00e1ctica de la soluci\u00f3n de restricciones.
\nEl OS establecer\u00e1 las modificaciones de los programas necesarias para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, indicando para cada unidad afectada por dichas modificaciones, el tipo y magnitud del redespacho que le es aplicable, para lo que se utilizar\u00e1n las siguientes calificaciones:
\n\u2013 UPO (Unidad con Programa Obligado):
\nUnidad de venta de energ\u00eda para la que se requiere el acoplamiento o el incremento de su programa de venta respecto al PDBF.
\nUnidad de consumo de bombeo, o en su caso, unidad de adquisici\u00f3n de energ\u00eda correspondiente a una exportaci\u00f3n a trav\u00e9s de las interconexiones con los sistemas el\u00e9ctricos vecinos sin sistema coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio, para la que se requiere una reducci\u00f3n de su programa de adquisici\u00f3n respecto al PDBF.
\n\u2013 UPL (Unidad con Programa Limitado):
\nUnidad de venta de energ\u00eda para la que se requiere una reducci\u00f3n de su programa de venta respecto al PDBF.
\nLos redespachos de energ\u00eda correspondientes a la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en el mercado diario, una vez incorporados en el PDVP, se considerar\u00e1n firmes, manteni\u00e9ndose sin variaci\u00f3n el programa de energ\u00eda incluso en el caso de que desaparezcan las condiciones que han dado lugar a la restricci\u00f3n t\u00e9cnica.
\nEn el caso de la aplicaci\u00f3n de redespachos a bajar sobre unidades de venta de energ\u00eda correspondientes a unidades de producci\u00f3n o a importaciones, o sobre unidades de adquisici\u00f3n para consumo de bombeo o en su caso exportaciones, participando la correspondiente unidad de forma simult\u00e1nea en una transacci\u00f3n de mercado y en la ejecuci\u00f3n de uno o m\u00e1s contratos bilaterales con entrega f\u00edsica, el OS proceder\u00e1 a distribuir el correspondiente redespacho sobre las distintas transacciones en las que participa dicha unidad, teniendo en cuenta para ello el c\u00f3digo de definici\u00f3n del orden de precedencia incorporado en la oferta presentada por el PM asociado a dicha unidad para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas. En caso de no haber sido incluido el mencionado c\u00f3digo en dicha oferta, se considerar\u00e1 como opci\u00f3n por defecto, la reducci\u00f3n prioritaria del programa correspondiente a la transacci\u00f3n de mercado y, la reducci\u00f3n posterior de todos los contratos bilaterales en los que interviene la misma unidad aplicando prorrata entre los mismos, cuando sean m\u00e1s de uno.
\n6.1.5 Establecimiento de limitaciones por seguridad.
\nComo parte del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, el OS deber\u00e1 establecer las limitaciones que sean necesarias, por razones de seguridad del sistema, sobre los programas de las diferentes unidades de venta de energ\u00eda y sobre los programas de adquisici\u00f3n para consumo de bombeo y, en su caso, sobre los programas correspondientes a exportaciones de energ\u00eda a trav\u00e9s de las interconexiones con los sistemas el\u00e9ctricos vecinos sin mecanismo coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio.
\nLa aplicaci\u00f3n de estas limitaciones por seguridad tendr\u00e1 como objetivo evitar la aparici\u00f3n de nuevas restricciones en los procesos posteriores.
\nEl OS establecer\u00e1 estas limitaciones de programa por seguridad con arreglo a las siguientes clasificaciones:
\n\u2013 LPMI (Limitaci\u00f3n de Programa M\u00ednimo o L\u00edmite Inferior) aplicable a:
\nUnidad de venta de energ\u00eda que, por razones de seguridad del sistema, debe mantener un determinado programa m\u00ednimo de venta de energ\u00eda.
\nUnidad de adquisici\u00f3n de energ\u00eda correspondiente a un consumo de bombeo o, en su caso, a una exportaci\u00f3n de energ\u00eda a trav\u00e9s de las interconexiones con los sistemas el\u00e9ctricos vecinos, en la que por razones de seguridad del sistema su programa de adquisici\u00f3n de energ\u00eda no puede superar un determinado valor.
\n\u2013 LPMA (Limitaci\u00f3n de Programa M\u00e1ximo o L\u00edmite Superior) aplicable a:
\nUnidad de venta de energ\u00eda en la que, por razones de seguridad del sistema, su programa de venta de energ\u00eda no puede superar un determinado valor.
\nUnidad de adquisici\u00f3n de energ\u00eda correspondiente a un consumo de bombeo en la que por razones de seguridad del sistema su programa de adquisici\u00f3n de energ\u00eda no puede ser inferior a un determinado valor.
\nLa asignaci\u00f3n de limitaciones de programa por seguridad condicionar\u00e1 los posteriores programas de venta de energ\u00eda y\/o de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para consumo de bombeo y, en su caso, de exportaci\u00f3n a trav\u00e9s de las interconexiones con los sistemas el\u00e9ctricos vecinos, de las unidades de programaci\u00f3n, y en su caso, de las unidades f\u00edsicas, sobre las que han sido aplicadas dichas limitaciones por seguridad.
\nLos PM asociados a unidades de programaci\u00f3n deber\u00e1n tener en cuenta las limitaciones de programa establecidas por seguridad sobre las unidades de programaci\u00f3n, y en su caso, sobre las unidades f\u00edsicas, y asegurarse de que respetan dichas limitaciones en los mercados posteriores.
\nLa modificaci\u00f3n de los programas de energ\u00eda respecto al PDBF, mediante la aplicaci\u00f3n de redespachos de energ\u00eda de tipo UPO (Unidad con Programa Obligado) y UPL (Unidad con Programa Limitado), para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas, dar\u00e1 lugar a una asignaci\u00f3n autom\u00e1tica de limitaciones por seguridad:
\n1. La asignaci\u00f3n de un programa obligado (UPO) sobre una determinada unidad de venta de energ\u00eda dar\u00e1 lugar a la aplicaci\u00f3n de una limitaci\u00f3n de programa m\u00ednimo (LPMI), limitaci\u00f3n que s\u00f3lo permitir\u00e1 aplicar despu\u00e9s sobre dicha unidad redespachos de energ\u00eda a subir (incrementos del programa de venta de energ\u00eda).
\n2. La asignaci\u00f3n de un programa obligado (UPO) sobre una unidad de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para consumo de bombeo dar\u00e1 lugar a la aplicaci\u00f3n de una limitaci\u00f3n de programa m\u00ednimo (LPMI), limitaci\u00f3n que s\u00f3lo permitir\u00e1 aplicar despu\u00e9s sobre esta unidad redespachos de energ\u00eda a subir (reducciones del programa de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para consumo de bombeo).
\n3. La asignaci\u00f3n de un programa limitado (UPL) sobre una unidad de venta de energ\u00eda, dar\u00e1 lugar a la aplicaci\u00f3n de una limitaci\u00f3n de programa m\u00e1ximo (LPMA), limitaci\u00f3n que s\u00f3lo permitir\u00e1 aplicar despu\u00e9s sobre esta unidad redespachos de energ\u00eda a bajar (reducciones del programa de venta de energ\u00eda).
\nLa aplicaci\u00f3n de limitaciones de programa por seguridad que establezcan l\u00edmites de programa m\u00ednimo (LPMI) o l\u00edmites de programa m\u00e1ximo (LPMA) sobre el programa de una unidad de venta de energ\u00eda o sobre el de adquisici\u00f3n de consumo de bombeo o, en su caso, de exportaci\u00f3n a trav\u00e9s de las interconexiones con los sistemas el\u00e9ctricos vecinos sin sistema coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio, s\u00f3lo permitir\u00e1 la aplicaci\u00f3n de redespachos que respeten los l\u00edmites de potencia m\u00e1xima a bajar o a subir, respectivamente, para ellos establecidos.
\nEstas limitaciones de programa establecidas por razones de seguridad del sistema podr\u00e1n desaparecer \u00fanicamente en aquellos casos en los que el OS elimine o ajuste la correspondiente limitaci\u00f3n de seguridad aplicada sobre dicha unidad, al haberse visto modificada la situaci\u00f3n del sistema generaci\u00f3n-transporte y no presentarse ya las condiciones que impon\u00edan dicha restricci\u00f3n de programa.
\nCuando las limitaciones por seguridad de programa m\u00ednimo (LPMI) o de programa m\u00e1ximo (LPMA) vayan asociadas a unidades f\u00edsicas concretas y no al conjunto de la unidad de venta, las limitaciones de programa por seguridad en posteriores mercados se asociar\u00e1n tambi\u00e9n a estas unidades f\u00edsicas y no al conjunto de la unidad de venta de energ\u00eda.
\n6.1.6 Tratamiento de la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en la Red de Distribuci\u00f3n.
\nEn aquellos casos en los que, con el programa de producci\u00f3n previsto, el gestor de la red de distribuci\u00f3n identifique la existencia de un problema de seguridad en la red objeto de su gesti\u00f3n que no pueda resolver mediante la adopci\u00f3n de distintas medidas (medidas topol\u00f3gicas, entre otras), podr\u00e1 solicitar al OS la introducci\u00f3n de las modificaciones que sean precisas en el PDBF para garantizar la seguridad en la red de distribuci\u00f3n afectada.
\nEn tal caso, el gestor de la red de distribuci\u00f3n comunicar\u00e1 al OS, de acuerdo con el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el intercambio de informaci\u00f3n, el problema identificado, el riesgo existente en la red de distribuci\u00f3n objeto de su gesti\u00f3n, los d\u00edas y periodos de programaci\u00f3n afectados, las medidas a tomar, y las limitaciones requeridas en las unidades de producci\u00f3n, indicando expl\u00edcitamente las unidades de programaci\u00f3n y\/o las unidades f\u00edsicas a las que aplican dichas limitaciones.
\nCuando el gestor de la red de distribuci\u00f3n identifique la existencia de restricciones en la red objeto de su gesti\u00f3n como consecuencia de la programaci\u00f3n de un descargo en la red de transporte o en la red de distribuci\u00f3n, dicho gestor deber\u00e1 comunicar este hecho al OS con la mayor antelaci\u00f3n posible, al objeto de que dicha informaci\u00f3n pueda formar parte de la comunicaci\u00f3n de indisponibilidades de red con influencia en el programa de producci\u00f3n que el OS comunica cada d\u00eda con anterioridad al mercado diario, de acuerdo con lo dispuesto en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los intercambios de informaci\u00f3n.
\nEn aquellos casos en los que lo anterior no sea posible, por retrasos no deseados en la comunicaci\u00f3n de dicha informaci\u00f3n, u otras causas no previstas, o bien cuando la restricci\u00f3n t\u00e9cnica est\u00e9 directamente asociada al propio plan de producci\u00f3n previsto en el PDBF, el gestor de la red de distribuci\u00f3n deber\u00e1 comunicar al OS la existencia de dicha restricci\u00f3n t\u00e9cnica con una antelaci\u00f3n no inferior a una hora con respecto a la hora l\u00edmite establecida para la publicaci\u00f3n del PDVP del d\u00eda en el que se realiza la programaci\u00f3n y, en cualquier caso, con anterioridad a la publicaci\u00f3n por el OS de los redespachos de energ\u00eda y las limitaciones necesarias por razones de seguridad para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el PDBF, al objeto de que estas modificaciones adicionales del programa PDBF puedan ser tambi\u00e9n tenidas en cuenta en el proceso de reequilibrio generaci\u00f3n-demanda.
\nDe acuerdo con esta informaci\u00f3n, el OS introducir\u00e1 las modificaciones requeridas en el PDBF e informar\u00e1 de forma fehaciente al gestor de la red de distribuci\u00f3n de la introducci\u00f3n de los redespachos, as\u00ed como de las limitaciones de programa aplicadas en raz\u00f3n de la seguridad de la red de distribuci\u00f3n.
\nPara estos redespachos y limitaciones de seguridad aplicados sobre el programa PDBF por razones de seguridad de la red de distribuci\u00f3n, el OS utilizar\u00e1, preferentemente, c\u00f3digos espec\u00edficos al objeto de poder establecer con precisi\u00f3n, tanto su volumen, como los costes asociados a los mismos.
\n6.1.7 Tratamiento de las congestiones identificadas en la evacuaci\u00f3n de generaci\u00f3n.
\nCuando en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas se identifique una situaci\u00f3n de congesti\u00f3n debida a un exceso de producci\u00f3n en una zona respecto a la capacidad de evacuaci\u00f3n de la misma, en funci\u00f3n de que dichas congestiones se identifiquen ya en el caso base de estudio, o de que aparezcan \u00fanicamente en caso de presentarse determinadas contingencias, se proceder\u00e1 tal y como se indica a continuaci\u00f3n:
\na) Congestiones en el caso base de estudio o identificaci\u00f3n de condiciones de inestabilidad transitoria post-contingencia o ambos.
\nSe limitar\u00e1 la producci\u00f3n en la zona afectada por la congesti\u00f3n de tal forma que en ning\u00fan momento se sobrepasen en las l\u00edneas y transformadores de evacuaci\u00f3n los l\u00edmites de carga m\u00e1xima fijados en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad de la operaci\u00f3n del sistema.
\nEsta misma actuaci\u00f3n se llevar\u00e1 a cabo en los casos en los que ante contingencia, los an\u00e1lisis din\u00e1micos pongan de manifiesto la existencia de situaciones de inestabilidad transitoria en una determinada zona del sistema el\u00e9ctrico que queda d\u00e9bilmente unida al resto del sistema o, incluso en el extremo, pr\u00e1cticamente aislada del mismo, con un fuerte desequilibrio producci\u00f3n-demanda en la zona, que pondr\u00eda en riesgo la seguridad del suministro en la misma.
\nLa reducci\u00f3n del programa de energ\u00eda respecto al PDBF de las unidades cuya contribuci\u00f3n a las restricciones t\u00e9cnicas identificadas supere un determinado umbral m\u00ednimo, se efectuar\u00e1 sobre la base de su contribuci\u00f3n a la restricci\u00f3n t\u00e9cnica identificada, reduci\u00e9ndose los programas de las unidades seg\u00fan orden de factores de contribuci\u00f3n decrecientes.
\nEn el caso de que haya varias unidades cuya contribuci\u00f3n a las restricciones t\u00e9cnicas identificadas sea equivalente se proceder\u00e1 de la siguiente forma:
\n1. Se establecer\u00e1 un l\u00edmite de programa m\u00e1ximo de valor igual a cero sobre las unidades de producci\u00f3n con un programa no factible, entendi\u00e9ndose por tal un programa superior a cero e inferior al m\u00ednimo t\u00e9cnico de la unidad, y que no corresponda a un programa de energ\u00eda de m\u00e1s de tres periodos horarios del horizonte de programaci\u00f3n, a modo de rampa ascendente o descendente de carga asociada a un proceso de acoplamiento o desacoplamiento de la unidad.
\n2. Se establecer\u00e1 tambi\u00e9n un l\u00edmite de programa m\u00e1ximo de valor igual a cero sobre las unidades f\u00edsicas con influencia en la congesti\u00f3n que est\u00e9n integradas en una unidad de programaci\u00f3n con desglose incorrecto. Se prorratear\u00e1 la energ\u00eda a reducir entre el resto de unidades en funci\u00f3n de su programa previsto en el PDBF, teni\u00e9ndose en cuenta el orden de prioridad para la reducci\u00f3n de la energ\u00eda programada indicado en el apartado 6.1.3. En este proceso de reducci\u00f3n del programa de energ\u00eda respecto al PDBF se respetar\u00e1 el m\u00ednimo t\u00e9cnico de los grupos t\u00e9rmicos y los programas de energ\u00eda en uno o m\u00e1s de los tres primeros periodos horarios del horizonte de programaci\u00f3n a modo de rampa descendente de carga, asociada al proceso de desacoplamiento de la unidad. Si una vez reducida al m\u00ednimo t\u00e9cnico la producci\u00f3n de los grupos, persistiese a\u00fan un exceso de producci\u00f3n en la zona, se proceder\u00e1 a programar la parada de dichos grupos, de acuerdo con el orden de m\u00e9rito de las ofertas de compra de energ\u00eda (reducci\u00f3n del programa PDBF) presentadas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, iniciando la programaci\u00f3n de la parada de aquellas unidades que han presentado un mayor precio en su oferta de compra de energ\u00eda.
\nCuando coincidan ofertas al mismo precio, se programar\u00e1 la parada de grupos t\u00e9rmicos en funci\u00f3n de sus m\u00ednimos t\u00e9cnicos, comenzando por aquellos grupos que resuelvan la congesti\u00f3n con el menor movimiento de energ\u00eda, siempre que la seguridad del sistema el\u00e9ctrico as\u00ed lo permita. En este proceso de programaci\u00f3n de la parada de la unidad, se tendr\u00e1 en cuenta el impacto del consumo asociado a dicha unidad de generaci\u00f3n.
\nEn este proceso de programaci\u00f3n de la parada de grupos t\u00e9rmicos, se deber\u00e1 tener en cuenta adem\u00e1s el tiempo de preaviso de arranque en fr\u00edo desde orden de arranque hasta m\u00ednimo t\u00e9cnico, y\/o, en su caso, el tiempo de preaviso para el arranque de una turbina de gas adicional, program\u00e1ndose as\u00ed en primer lugar, en el caso de que la seguridad del sistema as\u00ed lo requiera, la parada del grupo con un menor tiempo de arranque.
\nEn el caso concreto de que se identifique una situaci\u00f3n de congesti\u00f3n en la evacuaci\u00f3n de producci\u00f3n en la que participen varias unidades pertenecientes a un mismo SM con una contribuci\u00f3n equivalente a la congesti\u00f3n y mismo orden de prioridad conforme al apartado 6.1.3 de este procedimiento, se prorratear\u00e1 preferentemente la energ\u00eda a reducir para la soluci\u00f3n de la congesti\u00f3n entre la suma del programa PDBF de todas las unidades de producci\u00f3n pertenecientes a un mismo PM, y se tendr\u00e1 en cuenta el orden de preferencia comunicado al OS por el correspondiente PM para sus unidades a la hora de aplicar la reducci\u00f3n de programas a las unidades de producci\u00f3n de cada PM, de acuerdo con lo dispuesto en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los intercambios de informaci\u00f3n con el OS y, siempre que la seguridad del sistema as\u00ed lo permita.
\nb) Congestiones en situaciones post-contingencia.
\nUna vez comprobada la no existencia de congestiones en el caso base de estudio, o de condiciones de inestabilidad transitoria que requieran la reducci\u00f3n a priori de la producci\u00f3n en la zona, habiendo sido ya resueltas las que, en su caso, se hubieran identificado, se analizar\u00e1 a continuaci\u00f3n la posible existencia de congestiones post-contingencia.
\nEn el caso de detectarse congestiones de este tipo, se analizar\u00e1 su soluci\u00f3n mediante la adopci\u00f3n de medidas correctoras que se aplicar\u00e1n s\u00f3lo en caso de producirse aquellas contingencias que provocan restricciones t\u00e9cnicas.
\nCuando no sea posible la adopci\u00f3n de medidas correctoras post-contingencia, o bien, la implantaci\u00f3n de estas medidas exija un tiempo superior al admitido para la consideraci\u00f3n de sobrecargas transitorias en elementos de transporte, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci\u00f3n del sistema, se establecer\u00e1n las medidas preventivas necesarias, mediante la reducci\u00f3n de los programas de las unidades de producci\u00f3n de la zona, aplicando los mismos criterios indicados anteriormente para la soluci\u00f3n de congestiones en el caso base.
\nc) Teledisparos en unidades de producci\u00f3n.
\nEn el caso de congestiones en la evacuaci\u00f3n de producci\u00f3n de una zona limitada a situaciones post-contingencia, las unidades de producci\u00f3n que puedan verse afectadas por una limitaci\u00f3n a su generaci\u00f3n, podr\u00e1n evitar, o al menos reducir, esta limitaci\u00f3n de su programa, mediante la activaci\u00f3n, previa autorizaci\u00f3n por el OS, de un automatismo de teledisparo de generaci\u00f3n que act\u00fae en caso de presentarse cualquiera de las contingencias que provocan sobrecargas post-contingencia inadmisibles. Estos automatismos de teledisparo de generaci\u00f3n podr\u00e1n dar lugar a la desconexi\u00f3n de la unidad de producci\u00f3n y a la p\u00e9rdida completa de la producci\u00f3n de la misma, o bien, a una reducci\u00f3n r\u00e1pida y parcial de la producci\u00f3n de la unidad sin desconexi\u00f3n de la misma.
\nLo anterior ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n siempre y cuando estos automatismos de teledisparo act\u00faen con la velocidad de respuesta requerida, cumplan las condiciones t\u00e9cnicas establecidas y est\u00e9n as\u00ed habilitados por el OS para realizar esta funci\u00f3n, quedando garantizada en todo momento la seguridad del sistema el\u00e9ctrico.
\nEn los casos en los que existan varias unidades de generaci\u00f3n con distinto orden de prioridad y para la soluci\u00f3n de la congesti\u00f3n se requiera la activaci\u00f3n de un n\u00famero de automatismos de teledisparo de generaci\u00f3n inferior a los existentes, \u00e9stos se activar\u00e1n respetando el orden de prioridad establecido en el apartado 6.1.3, siempre y cuando la seguridad del sistema as\u00ed lo permita. En el caso de unidades con igual orden de prioridad, el OS establecer\u00e1 un sistema de turnos rotatorios para la activaci\u00f3n de los mismos en cuya definici\u00f3n podr\u00e1n tener participaci\u00f3n los PM asociados a las unidades de producci\u00f3n de la zona provistas de sistemas de teledisparo.
\nUna vez resueltas las restricciones t\u00e9cnicas, en el caso de que la activaci\u00f3n de un teledisparo en una unidad, adem\u00e1s de evitar total o parcialmente la limitaci\u00f3n de su programa de producci\u00f3n, conlleve una reducci\u00f3n de programa que exceda la reducci\u00f3n que se solicitaba a la unidad que activa dicho teledisparo, el margen adicional de producci\u00f3n ser\u00e1 distribuido entre las restantes unidades de producci\u00f3n, dando preferencia a aquellas unidades que, disponiendo de un sistema de teledisparo, no les haya sido requerida la activaci\u00f3n.
\nEl PM asociado a cada unidad de programaci\u00f3n deber\u00e1 comunicar al OS, sin dilaci\u00f3n, cualquier cambio o modificaci\u00f3n que pueda afectar a la operativa o funcionamiento de estos automatismos de teledisparo.
\nd) Aplicaci\u00f3n de limitaciones para evitar congestiones en posteriores mercados por incremento de la producci\u00f3n respecto al PDVP.
\nEn el caso de que no existan congestiones en el caso base de estudio ni en situaci\u00f3n post-contingencia con los programas de venta de energ\u00eda en el PDBF correspondientes a estas unidades de producci\u00f3n, pero estas congestiones pudieran presentarse si las unidades de producci\u00f3n de la zona incrementasen su producci\u00f3n en posteriores mercados (mercado intradiario, servicios de balance de activaci\u00f3n manual), por encima de un cierto valor, el OS proceder\u00e1 de la siguiente forma:
\nDeterminar\u00e1 horariamente, cu\u00e1l es el m\u00e1ximo valor de producci\u00f3n que puede admitirse en la zona, identificando si la restricci\u00f3n se presentar\u00eda solo en situaci\u00f3n post-contingencia, o bien si corresponder\u00eda a una congesti\u00f3n en el caso base.
\nSi la posible congesti\u00f3n se identifica solo en situaci\u00f3n post-contingencia, se determinar\u00e1 cu\u00e1l es el valor m\u00e1ximo admisible de producci\u00f3n en la zona teniendo en consideraci\u00f3n los teledisparos de los grupos de la zona, supuestos estos grupos con los mismos programas de energ\u00eda del PDVP.
\nUna vez establecido en ambos casos el m\u00e1ximo incremento de producci\u00f3n respecto a los programas previstos en el PDVP, admisible por razones de seguridad del sistema, el valor de capacidad adicional disponible (el que resulte ser m\u00e1s limitativo de ambos), se asignar\u00e1 mediante la aplicaci\u00f3n de una limitaci\u00f3n individual de programa m\u00e1ximo sobre cada unidad de producci\u00f3n de la zona con influencia en la congesti\u00f3n.
\nEl OS establecer\u00e1 dichas limitaciones de programa por seguridad dando prioridad a las unidades con programa factible y utilizando, a igualdad de criterios t\u00e9cnicos, el orden de m\u00e9rito calculado como el coste de programaci\u00f3n a potencia m\u00e1xima disponible por unidad de energ\u00eda programable para el conjunto de periodos horarios correspondientes, conforme a las ofertas de venta de energ\u00eda presentadas al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas para repartir, en su caso, la posible modificaci\u00f3n de los programas entre las distintas unidades. Cuando coincida el coste de programaci\u00f3n, se dar\u00e1 prioridad a las instalaciones que utilicen fuentes de energ\u00eda renovable y, tras ellas, a las instalaciones t\u00e9rmicas de cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia, frente al resto de instalaciones de producci\u00f3n, y en caso de igualdad de coste y prioridad, se repartir\u00e1 la posible modificaci\u00f3n de los programas entre las distintas unidades, orden\u00e1ndolas de menor a mayor potencia m\u00e1xima disponible.
\n6.1.8 Tratamiento de las modificaciones de programa solicitadas por los sistemas el\u00e9ctricos vecinos.
\nLos gestores de la red de transporte de sistemas el\u00e9ctricos vecinos interconectados con el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol podr\u00e1n solicitar al OS la introducci\u00f3n de las modificaciones que sean precisas en el PDBF para garantizar la seguridad en su red.
\nEn tal caso, el gestor de la red de transporte del sistema el\u00e9ctrico vecino se dirigir\u00e1 por escrito \u2013mediante fax o correo electr\u00f3nico\u2013 al OS, inform\u00e1ndole del riesgo existente en la red de transporte objeto de su gesti\u00f3n, y detallando, adem\u00e1s, los d\u00edas y periodos de programaci\u00f3n afectados, las medidas a tomar, y las modificaciones requeridas en los programas de producci\u00f3n, en el caso de que as\u00ed sean necesarias. En esta comunicaci\u00f3n el gestor de la red de transporte del sistema el\u00e9ctrico vecino deber\u00e1 justificar detalladamente dichos requerimientos, el riesgo existente en su red y la imposibilidad de adoptar otras medidas alternativas (medidas topol\u00f3gicas o modificaci\u00f3n de programas en unidades de su sistema el\u00e9ctrico, entre otras) que pudieran evitar, o al menos reducir, la introducci\u00f3n de las modificaciones de programa solicitadas.
\nDicha informaci\u00f3n deber\u00e1 ser comunicada por el gestor de la red de transporte del sistema el\u00e9ctrico vecino al OS con la mayor antelaci\u00f3n posible y, en cualquier caso, con anterioridad a la publicaci\u00f3n por el OS de los redespachos de energ\u00eda y las limitaciones necesarias por razones de seguridad para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el PDBF, al objeto de que estas modificaciones adicionales del programa PDBF puedan ser tambi\u00e9n tenidas en cuenta en el proceso de reequilibrio generaci\u00f3n-demanda.
\nDe acuerdo con esta informaci\u00f3n, el OS introducir\u00e1 las modificaciones requeridas en el PDBF e informar\u00e1 de forma fehaciente al gestor de la red de transporte del sistema el\u00e9ctrico vecino de la introducci\u00f3n de estos redespachos y de las modificaciones de programa asociadas, as\u00ed como de las limitaciones de programa aplicadas en raz\u00f3n de la seguridad de su red de transporte.
\nPara estos redespachos y limitaciones de seguridad aplicados sobre el programa PDBF a solicitud del sistema el\u00e9ctrico vecino, el OS utilizar\u00e1, preferentemente, c\u00f3digos espec\u00edficos al objeto de poder establecer con precisi\u00f3n, tanto su volumen, como los costes asociados a los mismos que ser\u00e1n sufragados por el sistema el\u00e9ctrico vecino que haya realizado la correspondiente solicitud.
\n6.2 Fase 2: Reequilibrio generaci\u00f3n-demanda.
\nUna vez resueltas las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el PDBF el OS proceder\u00e1 a realizar las modificaciones de programa necesarias para obtener un programa equilibrado en generaci\u00f3n y demanda, respetando las limitaciones establecidas, por razones de seguridad del sistema, en la primera fase del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, y los valores previstos y publicados de la capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales.
\n6.2.1 Obtenci\u00f3n de un programa equilibrado generaci\u00f3n-demanda.
\nMedios para el reequilibrio generaci\u00f3n-demanda: Para restituir el equilibrio generaci\u00f3n-demanda, el OS podr\u00e1 proceder a la asignaci\u00f3n de las ofertas simples presentadas y aceptadas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas para el incremento o la reducci\u00f3n de la energ\u00eda programada en el PDBF por los PM asociados a los siguientes tipos de unidades:
\na) Unidades de venta de energ\u00eda asociadas a instalaciones de producci\u00f3n consideradas aptas para participar en la fase 2 del servicio de restricciones t\u00e9cnicas seg\u00fan la Resoluci\u00f3n de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda por la que se establecen los criterios de aptitud para participar en los servicios de ajuste del sistema.
\nb) Unidades de venta correspondientes a importaciones de energ\u00eda a trav\u00e9s de las interconexiones con los sistemas el\u00e9ctricos vecinos sin sistema coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio.
\nc) Unidades de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para consumo de bombeo (UAB).
\nLos bloques de ofertas que se asignar\u00e1n ser\u00e1n, en su caso, los siguientes a los ya utilizados en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones por criterios de seguridad.
\nSelecci\u00f3n y aplicaci\u00f3n de los medios para el reequilibrio generaci\u00f3n-demanda:
\nEl OS determinar\u00e1 las modificaciones que deban realizarse sobre el PDBF, tras la inclusi\u00f3n de las modificaciones establecidas en la primera fase del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas para obtener un programa equilibrado en generaci\u00f3n y demanda en todos y cada uno de los periodos de programaci\u00f3n, con el criterio de que estas modificaciones tengan el menor impacto econ\u00f3mico posible, y respetando en todos los casos las limitaciones de programa por seguridad establecidas en la primera fase del proceso y la capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales.
\nEn caso de ser necesario resolver en esta fase un exceso de generaci\u00f3n creado en la primera fase, el OS determinar\u00e1 las unidades que ver\u00e1n modificado su programa conforme a la aplicaci\u00f3n de los siguientes criterios:
\nAsignaci\u00f3n de modificaciones de programa, en primer lugar, a aquellas unidades que estando obligadas a la presentaci\u00f3n de ofertas de energ\u00eda a bajar para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, no hayan atendido dicha obligaci\u00f3n.
\nEn caso de que la modificaci\u00f3n, compatible con el cumplimiento de los criterios de seguridad, de los programas de este conjunto de unidades que no han atendido al requerimiento de presentar sus ofertas al OS, exceda las necesidades de energ\u00eda a bajar para el reequilibrio generaci\u00f3n-demanda, se proceder\u00e1 a distribuir las modificaciones de programa entre las mismas mediante un reparto a prorrata entre todas ellas.
\nCuando tras la modificaci\u00f3n de todos y cada uno de los programas de las unidades que no han atendido al requerimiento de presentar sus ofertas al OS, persista a\u00fan un cierto desequilibrio generaci\u00f3n-demanda, el OS proceder\u00e1 a la asignaci\u00f3n de las ofertas de compra de energ\u00eda para la reducci\u00f3n del programa PDBF presentadas al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, ofertas que ser\u00e1n asignadas seg\u00fan precios de oferta decrecientes y teniendo en cuenta el punto de funcionamiento de la unidad.
\nEn caso de ser necesario resolver en esta fase un d\u00e9ficit de generaci\u00f3n resultante de la modificaci\u00f3n de programas en la primera fase, el OS determinar\u00e1 las unidades que ver\u00e1n modificado su programa conforme a la aplicaci\u00f3n de los siguientes criterios:
\nAsignaci\u00f3n de modificaciones de programa, en primer lugar, a aquellas unidades que estando obligadas a la presentaci\u00f3n de ofertas de energ\u00eda a subir para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas, no hayan presentado sin embargo estas ofertas.
\nEn caso de que la modificaci\u00f3n, compatible con el cumplimiento de los criterios de seguridad, de los programas de este conjunto de unidades que no han atendido al requerimiento de presentar sus ofertas al OS, exceda las necesidades de energ\u00eda a subir para el reequilibrio generaci\u00f3n-demanda, se proceder\u00e1 a distribuir las modificaciones de programa entre las mismas mediante un reparto a prorrata entre todas ellas.
\nCuando tras la modificaci\u00f3n de todos y cada uno de los programas de las unidades que no han atendido al requerimiento de presentar sus ofertas al OS, persista a\u00fan un cierto desequilibrio generaci\u00f3n-demanda, el OS proceder\u00e1 a la asignaci\u00f3n de las ofertas de venta de energ\u00eda (incremento del programa de las unidades de venta y\/o reducci\u00f3n del programa de las unidades de adquisici\u00f3n correspondientes a consumo de bombeo) presentadas al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, ofertas que ser\u00e1n asignadas seg\u00fan precios de oferta crecientes.
\nEn ambos casos, si al final de la asignaci\u00f3n existiera coincidencia de precios en m\u00e1s de una oferta, no pudiendo ser asignado completo dicho conjunto de ofertas del mismo precio, la asignaci\u00f3n se efectuar\u00e1 mediante un reparto a prorrata entre dicho conjunto de ofertas del mismo precio, dando prioridad en este proceso a que no se reduzca (caso de resolver un exceso de generaci\u00f3n) o se incremente (caso de resolver un d\u00e9ficit de generaci\u00f3n), la producci\u00f3n de las instalaciones que utilicen fuentes de energ\u00eda renovable y, tras ellas, a las instalaciones t\u00e9rmicas de cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia.
\nEn este reparto a prorrata se respetar\u00e1n \u00fanicamente los m\u00ednimos t\u00e9cnicos de aquellas unidades sobre las que se hayan aplicado, por razones de seguridad del sistema, limitaciones de programa m\u00ednimo (LPMI).
\nUna vez obtenido un programa equilibrado generaci\u00f3n-demanda, el OS proceder\u00e1 a la publicaci\u00f3n del Programa Diario Viable Provisional (PDVP), conforme a los horarios fijados en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n.
\n6.3 Indisponibilidades de unidades de producci\u00f3n con influencia en la seguridad, comunicadas despu\u00e9s de publicado el PDBF.
\nEn el caso de una indisponibilidad parcial o total para el d\u00eda objeto de programaci\u00f3n de una unidad de producci\u00f3n programada o limitada para la soluci\u00f3n de restricciones del PDBF, si la comunicaci\u00f3n de dicha indisponibilidad se realiza con una antelaci\u00f3n no inferior a una hora con respecto a la hora l\u00edmite establecida para la publicaci\u00f3n del PDVP en el que se efect\u00faa dicha programaci\u00f3n, el OS tratar\u00e1 de reajustar el programa previsto para la soluci\u00f3n de las restricciones del PDBF, de acuerdo con la \u00faltima informaci\u00f3n disponible en relaci\u00f3n con las indisponibilidades de generaci\u00f3n.
\nSi la comunicaci\u00f3n de la indisponibilidad se recibe con posterioridad a la hora l\u00edmite indicada en el p\u00e1rrafo inmediatamente anterior, o bien, si aun siendo conocida antes de dicha hora, la indisponibilidad comunicada afecta a la soluci\u00f3n de las restricciones del PDBF en una medida tal que la consideraci\u00f3n de la misma podr\u00eda retrasar la publicaci\u00f3n del PDVP, y afectar a los mercados posteriores, el OS proceder\u00e1 a publicar el PDVP sin considerar dicha indisponibilidad de generaci\u00f3n, abord\u00e1ndose la soluci\u00f3n de la restricci\u00f3n t\u00e9cnica asociada a la existencia de esta indisponibilidad, una vez ya publicado el PDVP.
\nPara establecer la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas, el OS tendr\u00e1 en cuenta tanto las indisponibilidades que le han sido comunicadas por los respectivos PM asociados a unidades de programaci\u00f3n a trav\u00e9s de los registros de indisponibilidad, como aquella otra informaci\u00f3n que le haya sido transmitida por los PM asociados a dichas unidades de programaci\u00f3n, a trav\u00e9s de otros posibles medios de comunicaci\u00f3n provistos de sistemas de registro.
\nUna vez declarada la indisponibilidad de una unidad de producci\u00f3n, y habiendo sido tenida en cuenta dicha indisponibilidad en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF, no habi\u00e9ndose aplicado as\u00ed sobre dicha unidad redespachos ni limitaciones de programa por seguridad, el PM asociado a la unidad podr\u00e1 acudir al mercado intradiario para recomprar el programa de energ\u00eda previsto en el PDBF y que no puede producir, al objeto de evitar incurrir en un desv\u00edo frente a su programa PDBF.
\nEn el caso de que para evitar importantes retrasos en la publicaci\u00f3n del PDVP, el OS haya mantenido aplicadas limitaciones por seguridad, y en su caso redespachos de energ\u00eda sobre una unidad de producci\u00f3n para la que el PM asociado ha comunicado una indisponibilidad para el d\u00eda siguiente, el OS inmediatamente despu\u00e9s de publicado el PDVP proceder\u00e1 a introducir las anotaciones de desv\u00edo por indisponibilidad sobre el programa de dicha unidad, de acuerdo con los registros de indisponibilidad enviados por el PM asociado, manteni\u00e9ndose sin modificaci\u00f3n las limitaciones por seguridad aplicadas sobre dicha unidad.
\nEn el caso de un adelanto de la disponibilidad de la unidad sobre el horario inicialmente previsto, el OS proceder\u00e1 a la eliminaci\u00f3n de las anotaciones de desv\u00edo por la indisponibilidad declarada, manteniendo la unidad el programa PDVP establecido para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas del PDBF, y las limitaciones por seguridad asociadas a dicha programaci\u00f3n.
\nEn el caso de que este adelanto de la disponibilidad de la unidad sobre el horario inicialmente previsto, se produzca despu\u00e9s de que la unidad de producci\u00f3n haya reducido el programa afectado por la indisponibilidad mediante su participaci\u00f3n en el mercado intradiario, dicha unidad de producci\u00f3n \u00fanicamente podr\u00e1 participar en la programaci\u00f3n mediante la presentaci\u00f3n de ofertas en el mercado intradiario o, en su caso, en la asignaci\u00f3n de energ\u00edas de balance de activaci\u00f3n manual.
\n6.4 Informaci\u00f3n al OM y a los PM.
\nComo resultado del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF, el OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del OM y de los PM, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los intercambios de informaci\u00f3n, las siguientes informaciones:
\n\u2013 Informaci\u00f3n que el OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del OM:
\nLas limitaciones por seguridad aplicadas sobre los programas de las unidades de venta y de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para evitar que en procesos y mercados posteriores se generen nuevas restricciones t\u00e9cnicas.
\nEl Programa Diario Viable Provisional (PDVP).
\n\u2013 Informaci\u00f3n que el OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los PM:
\nLa informaci\u00f3n antes indicada puesta a disposici\u00f3n del OM.
\nLos redespachos de energ\u00eda aplicados sobre las unidades afectas a contratos bilaterales internacionales incluidos en el PDBF, resultantes de la subasta de capacidad de intercambio para la soluci\u00f3n de las congestiones identificadas, en su caso, en aquellas interconexiones internacionales en las que no est\u00e1 implantado un sistema coordinado de gesti\u00f3n de capacidad.
\nLos precios marginales horarios resultantes de las subastas de capacidad de intercambio entre contratos bilaterales internacionales con entrega f\u00edsica, aplicadas en aquellas interconexiones internacionales en las que no est\u00e1 implantado un sistema coordinado de gesti\u00f3n de capacidad.
\nLos redespachos de energ\u00eda aplicados sobre transacciones de mercado correspondientes a importaciones y\/o exportaciones de energ\u00eda con los sistemas el\u00e9ctricos vecinos, para la soluci\u00f3n de las congestiones en las interconexiones internacionales identificadas en el PDBF en aquellas interconexiones internacionales en las que no est\u00e1n implantados sistemas coordinados de asignaci\u00f3n de capacidad.
\nLos redespachos aplicados sobre los programas de las unidades de venta y de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para resolver las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el PDBF, asociados tanto a transacciones de mercado como afectos a contratos bilaterales.
\nLos redespachos aplicados sobre las unidades de venta y de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para el reequilibrio generaci\u00f3n-demanda, asociados tanto a transacciones de mercado como afectos a contratos bilaterales.
\nEl modo de funcionamiento asignado a los grupos de ciclo combinado multieje.
\nEl OS pondr\u00e1 tambi\u00e9n a disposici\u00f3n del OM y\/o de los PM cualquier actualizaci\u00f3n de los ficheros anteriormente puestos a su disposici\u00f3n en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas que haya sido precisa.
\n6.5 Soluci\u00f3n de anomal\u00edas y reclamaciones relativas al proceso de soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas del PDBF.
\nLa posible identificaci\u00f3n de anomal\u00edas y\/o presentaci\u00f3n de reclamaciones al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF, podr\u00eda dar lugar a la repetici\u00f3n de este proceso en caso de que la soluci\u00f3n de la anomal\u00eda as\u00ed lo haga necesario, siempre que ello sea posible, con el debido respeto de los plazos de tiempo m\u00e1ximos admisibles establecidos y publicados por el OS, para garantizar que no se vean negativamente afectados los posteriores procesos de programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n.
\nUna vez publicado el PDVP o cualquiera de los soportes de informaci\u00f3n asociados a la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas del PDBF, los PM asociados a unidades de programaci\u00f3n podr\u00e1n presentar reclamaciones a este proceso, dentro del plazo de tiempo fijado en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n, y conforme a lo establecido en dicho procedimiento de operaci\u00f3n.
\n7. Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\n7.1 Limitaciones y modificaciones de programa por criterios de seguridad.
\nEl OS analizar\u00e1 de forma permanente el estado de seguridad real y previsto del sistema a lo largo de todo el horizonte de programaci\u00f3n y detectar\u00e1 las restricciones que pudieran existir en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n.
\nLa soluci\u00f3n de las restricciones abarcar\u00e1 todo el horizonte de programaci\u00f3n, aunque solo se incorporar\u00e1n los redespachos de energ\u00eda en aquellos periodos de programaci\u00f3n en los que ya no se puedan realizar modificaciones de programa mediante la participaci\u00f3n en el mercado intradiario. Para el resto del periodo se establecer\u00e1n las limitaciones necesarias por razones de seguridad: limitaciones individuales aplicables a unidades de programaci\u00f3n de venta o de adquisici\u00f3n de energ\u00eda, o bien, a unidades f\u00edsicas integradas en una unidad de programaci\u00f3n.
\nPara el establecimiento y la actualizaci\u00f3n en tiempo real de las limitaciones por seguridad necesarias para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas, y en su caso, la incorporaci\u00f3n de las correspondientes modificaciones de programa, se tendr\u00e1n en cuenta lo indicado en los apartados 6.1.2, 6.1.4 y 6.1.5 del presente procedimiento, salvo que en este apartado se indique un criterio distinto.
\nLos redespachos de energ\u00eda correspondientes a la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real que no hayan sido efectivamente ejecutados, no ser\u00e1n considerados firmes, es decir, se podr\u00e1n dejar sin efecto las asignaciones previas a\u00fan no ejecutadas cuando desaparezcan las condiciones que dieron lugar a dicha restricci\u00f3n t\u00e9cnica.
\nPara la soluci\u00f3n de una restricci\u00f3n t\u00e9cnica en tiempo real que exija la modificaci\u00f3n de los programas de energ\u00eda de una o varias unidades, el OS adoptar\u00e1 la soluci\u00f3n que represente el m\u00ednimo coste definido como el valor absoluto de la diferencia entre el volumen econ\u00f3mico asociado a los redespachos de energ\u00eda correspondientes a la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y el resultante de la valoraci\u00f3n de esos mismos redespachos de energ\u00eda al precio marginal horario del mercado diario. A igualdad de coste, se dar\u00e1 prioridad a las instalaciones que utilicen fuentes de energ\u00eda renovable y, tras ellas, a las instalaciones t\u00e9rmicas de cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia, frente al resto de unidades de producci\u00f3n, y a igualdad de coste y prioridad, se aplicar\u00e1 la regla de prorrata.
\nEl OS establecer\u00e1 las limitaciones por seguridad y, en su caso, las modificaciones de programa que sean necesarias para resolver las restricciones, utilizando siempre las ofertas de restricciones t\u00e9cnicas que est\u00e9n disponibles en el momento de establecer las limitaciones.
\nIncremento de energ\u00eda para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nEl OS proceder\u00e1 a la aplicaci\u00f3n de limitaciones por seguridad y, en su caso, al incremento de los programas conforme a lo establecido en el apartado 6.1.3.
\nEn este proceso la oferta compleja podr\u00e1 ser tenida en consideraci\u00f3n \u00fanicamente en los casos en los que la correspondiente unidad de venta de energ\u00eda tenga un Programa Horario Final definitivo (PHFC) nulo en todos y cada uno de los periodos que constituyen el horizonte de programaci\u00f3n de dicho PHFC y, en su caso, un PHF nulo para todos aquellos periodos del horizonte diario de programaci\u00f3n no cubiertos por el PHFC en el momento de establecer la limitaci\u00f3n, o bien tenga \u00fanicamente un programa de energ\u00eda en los tres primeros periodos horarios de dicho horizonte, a modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.
\nEn los casos en que se requiera un cambio en el modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje que conlleve el arranque de una o m\u00e1s turbinas de gas, se considerar\u00e1 adem\u00e1s el arranque programado y realizado de cada turbina de acuerdo con el t\u00e9rmino de arranque en caliente de la oferta compleja de restricciones que haya sido presentada.
\nReducci\u00f3n de energ\u00eda para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nEn el caso de que existan unidades de producci\u00f3n cuya generaci\u00f3n sea superior a su programa y ese desv\u00edo provoque una restricci\u00f3n t\u00e9cnica, se establecer\u00e1n en primer lugar limitaciones de programa m\u00e1ximo de valor igual al programa de las unidades de programaci\u00f3n o unidades f\u00edsicas correspondientes, a\u00f1adi\u00e9ndose a dicho valor la banda de regulaci\u00f3n secundaria asignada a subir.
\nCuando la medida anterior no sea suficiente para resolver las restricciones t\u00e9cnicas identificadas, el OS proceder\u00e1 a la aplicaci\u00f3n de limitaciones por seguridad y, en su caso, a la reducci\u00f3n de los programas conforme a lo establecido en el apartado 6.1.3.
\nPara la soluci\u00f3n de congestiones en la evacuaci\u00f3n de la producci\u00f3n en tiempo real se proceder\u00e1 seg\u00fan el apartado 6.1.7 de este procedimiento.
\nSoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real por insuficiente reserva de potencia a subir en el sistema.
\nEn aquellos casos en los que se identifique la existencia de una insuficiente reserva de potencia a subir en tiempo real, el OS proceder\u00e1 seg\u00fan lo indicado en el apartado 6.1.3.
\nCuando las medidas anteriores no sean suficientes para garantizar un margen adecuado de reserva de potencia a subir, el OS proceder\u00e1 a programar el arranque y acoplamiento de grupos t\u00e9rmicos adicionales teniendo en cuenta para ello la reserva de potencia a subir que cada uno de los grupos t\u00e9rmicos disponibles y no acoplados, aportar\u00eda en su caso al sistema,, el tiempo de preaviso desde orden de arranque hasta m\u00ednimo t\u00e9cnico, en fr\u00edo o en caliente o, en su caso, el tiempo de preaviso para el arranque de una turbina de gas adicional, seg\u00fan corresponda, as\u00ed como el coste asociado a la programaci\u00f3n del arranque y acoplamiento de cada uno de ellos, con el objeto de asegurar as\u00ed la reserva adicional de potencia a subir requerida con el m\u00ednimo coste asociado.
\nCuando se programe el arranque y acoplamiento de un grupo t\u00e9rmico, el tiempo efectivo desde arranque en fr\u00edo o en caliente hasta m\u00ednimo t\u00e9cnico, as\u00ed como el arranque de una turbina de gas adicional en ciclos combinado multieje, seg\u00fan sea el caso, no podr\u00e1 ser superior al tiempo de preaviso declarado al OS.
\nEn este proceso de arranque y acoplamiento de grupos t\u00e9rmicos adicionales, el OS tendr\u00e1 en cuenta los posibles modos de funcionamiento de los ciclos combinados multieje.
\nEl coste de programaci\u00f3n de un grupo t\u00e9rmico por insuficiencia de la reserva de potencia a subir disponible ser\u00e1 calculado como el cociente entre el coste de programaci\u00f3n del grupo a m\u00ednimo t\u00e9cnico en todos los periodos horarios con insuficiente reserva de potencia a subir y, la potencia m\u00e1xima disponible del grupo por el n\u00famero de periodos horarios en los que se requiere la programaci\u00f3n de grupos t\u00e9rmicos adicionales.
\nLa reserva de potencia aportada por cada grupo t\u00e9rmico se determinar\u00e1 conforme a la potencia activa m\u00e1xima disponible en la unidad, valor \u00e9ste que en el extremo ser\u00e1 igual a la potencia activa neta registrada para dicha unidad de producci\u00f3n.
\nPara esta programaci\u00f3n del arranque y acoplamiento de grupos t\u00e9rmicos adicionales por raz\u00f3n de insuficiencia de la reserva de potencia a subir disponible, se utilizar\u00e1 un c\u00f3digo de redespacho espec\u00edfico al objeto de poder contabilizar de forma individualizada, tanto el volumen de estos redespachos debidos a una reserva insuficiente de potencia a subir en el sistema, como el coste asociado a la aplicaci\u00f3n de los mismos.
\nSoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real por insuficiente reserva de potencia a bajar en el sistema.
\nCuando durante la operaci\u00f3n en tiempo real se identifique la existencia de una insuficiente reserva de potencia a bajar al no disponerse de oferta de regulaci\u00f3n terciaria a bajar, el OS proceder\u00e1 a reducir el programa de producci\u00f3n de unidades de venta de energ\u00eda o a incrementar el programa de las unidades de consumo de bombeo, conforme a los criterios establecidos en los apartados anteriores. En el caso de que sea necesario programar la parada de grupos t\u00e9rmicos, el OS tendr\u00e1 en cuenta las limitaciones de programa m\u00ednimo establecidas por seguridad sobre los grupos y los tiempos de preaviso de cada grupo, as\u00ed como el orden de prioridad indicado en el apartado 6.1.3. A igualdad de criterios t\u00e9cnicos y de orden de prioridad, el OS establecer\u00e1 un sistema de turnos rotatorios para programar esta parada de grupos t\u00e9rmicos por reserva de potencia a bajar insuficiente.
\n7.2 Tratamiento de la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en la Red de Distribuci\u00f3n.
\nEn los casos en los que el gestor de la red de distribuci\u00f3n identifique en tiempo real la existencia de restricciones en la red objeto de su gesti\u00f3n, para cuya soluci\u00f3n sea necesario modificar los programas de producci\u00f3n previstos, una vez ya adoptadas por el gestor de la red de distribuci\u00f3n todas las medidas a su alcance, deber\u00e1 comunicar al OS, a la mayor brevedad posible, la informaci\u00f3n se\u00f1alada en el apartado 6.1.6 de este procedimiento de operaci\u00f3n. El OS proceder\u00e1 a establecer las limitaciones por seguridad que sean necesarias y a modificar los programas en el caso de que estas limitaciones correspondan a periodos de programaci\u00f3n que ya no puedan ser gestionados en el mercado intradiario conforme a lo establecido en este procedimiento de operaci\u00f3n.
\n7.3 Tratamiento de las reducciones\/anulaciones de la capacidad de evacuaci\u00f3n de la producci\u00f3n de grupos generadores por indisponibilidades sobrevenidas de elementos de la Red de Transporte o de la Red de Distribuci\u00f3n.
\nEn el caso de que por aver\u00eda o por una indisponibilidad fortuita se vea reducida o impedida la capacidad de evacuaci\u00f3n de la producci\u00f3n de un grupo generador, estando el grupo disponible y funcionando en tiempo real, el OS proceder\u00e1 a resolver la congesti\u00f3n identificada en tiempo real mediante la aplicaci\u00f3n de un redespacho de energ\u00eda sobre el programa previsto para la unidad, de tal forma que esta reducci\u00f3n o anulaci\u00f3n de la capacidad de evacuaci\u00f3n no implique un desv\u00edo de la producci\u00f3n real de la unidad respecto al programa previsto para la misma.
\nEste redespacho se aplicar\u00e1 desde aquel momento en que se ve afectada la capacidad de evacuaci\u00f3n hasta el instante en el que esta capacidad est\u00e1 ya parcial o totalmente restablecida, procediendo en el primer caso el OS a adaptar el programa de la unidad de forma que se ajuste a la capacidad real de evacuaci\u00f3n disponible.
\nEn el caso de grupos t\u00e9rmicos, la limitaci\u00f3n o en su caso, la anulaci\u00f3n del programa de la unidad se mantendr\u00e1, si fuera necesario, despu\u00e9s de restablecida la capacidad de evacuaci\u00f3n, hasta el inicio del horizonte de aplicaci\u00f3n del Mercado Intradiario, con el fin de permitir que la unidad pueda recuperar su programa o al menos, gestionar la modificaci\u00f3n del mismo en el mercado intradiario.
\nEn el caso de que la indisponibilidad fortuita que impide la capacidad de evacuaci\u00f3n de una unidad de producci\u00f3n se produzca en la Red de Distribuci\u00f3n, el gestor de la red de distribuci\u00f3n deber\u00e1 comunicar al OS las unidades de programaci\u00f3n y\/o las unidades f\u00edsicas de las unidades de programaci\u00f3n afectadas por dicha indisponibilidad junto con el comienzo y la previsi\u00f3n de finalizaci\u00f3n de la anulaci\u00f3n de la capacidad de evacuaci\u00f3n.
\n7.4 Tratamiento de las modificaciones de programa solicitadas por los sistemas el\u00e9ctricos vecinos.
\nCuando el gestor de la red de transporte de un sistema el\u00e9ctrico interconectado con el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol identifique en tiempo real la existencia de restricciones en la red objeto de su gesti\u00f3n, para cuya soluci\u00f3n requiera modificar los programas de producci\u00f3n previstos en el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, una vez ya adoptadas por el sistema el\u00e9ctrico vecino todas las medidas a su alcance, deber\u00e1 comunicar al OS, a la mayor brevedad posible, la informaci\u00f3n se\u00f1alada en el apartado 6.1.9 de este procedimiento. El OS proceder\u00e1 conforme a lo establecido en dicho apartado de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\n7.5 Soluci\u00f3n de restricciones mediante actuaci\u00f3n sobre la demanda.
\nCuando durante la operaci\u00f3n en tiempo real no sea posible resolver una restricci\u00f3n t\u00e9cnica cuya soluci\u00f3n requiera una modificaci\u00f3n de programa de las unidades de producci\u00f3n o de consumo de bombeo, por haberse agotado estos recursos o requerir su ejecuci\u00f3n un tiempo excesivo, el OS deber\u00e1 resolver la restricci\u00f3n, o al menos aliviarla, mediante la adopci\u00f3n de medidas aplicadas sobre la demanda, conforme al siguiente orden:
\n1. Reducci\u00f3n\/anulaci\u00f3n de las capacidades de exportaci\u00f3n a otros sistemas externos sin mecanismo coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio y, en caso de ser necesario, a sistemas externos con mecanismo coordinado de gesti\u00f3n de la capacidad de intercambio.
\n2. Aplicaci\u00f3n de interrumpibilidad de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad.
\nDentro de cada categor\u00eda se aplicar\u00e1n, siempre que sea posible, criterios de mercado, condicionados previamente a la compatibilidad de los tiempos requeridos para la aplicaci\u00f3n de cada una de estas medidas.
\nAplicaci\u00f3n de la reducci\u00f3n\/anulaci\u00f3n de las capacidades de exportaci\u00f3n.
\nSe comunicar\u00e1 al operador del sistema vecino afectado las razones de la modificaci\u00f3n de la capacidad de intercambio, acord\u00e1ndose entre ambos operadores el nuevo valor de la capacidad de exportaci\u00f3n, as\u00ed como la hora y minuto de establecimiento del nuevo programa de intercambio en el ajuste del regulador del sistema frecuencia-potencia que regula los intercambios de energ\u00eda el\u00e9ctrica en dicha interconexi\u00f3n y, en su caso, los nuevos programas de intercambio autorizados en los dos sentidos de flujo.
\nSe proceder\u00e1 a la publicaci\u00f3n de la nueva capacidad de intercambio, adecu\u00e1ndola a la realidad f\u00edsica del sistema el\u00e9ctrico, y se facilitar\u00e1 informaci\u00f3n sobre las razones de la modificaci\u00f3n.
\nLa reducci\u00f3n de la capacidad de exportaci\u00f3n dar\u00e1 lugar a:
\nAcci\u00f3n Coordinada de Balance en aquellas interconexiones con mecanismo coordinado de gesti\u00f3n, salvo en caso de fuerza mayor, para garantizar los programas de exportaci\u00f3n previstos.
\nReducci\u00f3n de los programas de intercambio previstos, mediante prorrata, en caso de interconexiones sin mecanismo coordinado o en caso de fuerza mayor.
\n7.6. Reequilibrio generaci\u00f3n-demanda posterior a la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\nEn el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real, tras la modificaci\u00f3n de programas por criterios de seguridad, no se establece un proceso sistem\u00e1tico posterior de reequilibrio generaci\u00f3n-demanda. Los posibles desequilibrios generaci\u00f3n-demanda provocados por la soluci\u00f3n en tiempo real de las restricciones identificadas se resolver\u00e1n, junto con el resto de desv\u00edos comunicados por los PM asociados a unidades de programaci\u00f3n, los desv\u00edos entre la demanda real y la prevista por el OS, y los desv\u00edos, en su caso, entre la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar real y la prevista, mediante la utilizaci\u00f3n de energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria y\/o terciaria, o a trav\u00e9s de la asignaci\u00f3n de energ\u00edas de balance de tipo RR.
\n8. Liquidaci\u00f3n del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nEn este apartado se describen con car\u00e1cter general los principales aspectos del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas que tienen incidencia directa en la liquidaci\u00f3n de este servicio de ajuste del sistema.
\nEl c\u00e1lculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago derivados del proceso de soluci\u00f3n de restricciones est\u00e1 definido en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
\n8.1 Liquidaci\u00f3n de la provisi\u00f3n del servicio de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nLa liquidaci\u00f3n de la provisi\u00f3n del servicio de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas se establece con arreglo a la energ\u00eda redespachada y los precios incorporados en estos redespachos y, cuando proceda, a los cambios en el modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje, aplicados en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF y en tiempo real, y, en su caso, con arreglo a las limitaciones de programa y, cuando as\u00ed sea aplicable, conforme a las medidas de energ\u00eda.
\n8.1.1 Liquidaci\u00f3n de los programas de energ\u00eda.
\nLos redespachos y precios incorporados en los mismos aplicables a cada una de las unidades de venta y de adquisici\u00f3n que han modificado su programa como consecuencia de los procesos de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF y en tiempo real, est\u00e1n especificados en el anexo de este procedimiento.
\n8.1.2 Liquidaci\u00f3n conforme a las medidas de energ\u00eda.
\nLa liquidaci\u00f3n con medidas ser\u00e1 aplicable \u00fanicamente a:
\nUnidades de venta de energ\u00eda o de adquisici\u00f3n de consumo de bombeo para las que, por razones de seguridad del sistema, se haya programado su acoplamiento y arranque, o un aumento de su programa de venta o una reducci\u00f3n de su programa de consumo de bombeo respecto al PDBF para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en este programa (Fase 1), o para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en tiempo real.
\nUnidades de venta de energ\u00eda correspondientes a ciclos combinados multieje para los que por razones de seguridad del sistema, se haya programado el arranque y acoplamiento de turbinas de gas adicionales conforme a las medidas de las unidades f\u00edsicas que lo componen.
\nUnidades de adquisici\u00f3n de energ\u00eda sobre las que se repercuten los costes derivados del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\n8.2 Distribuci\u00f3n de los sobrecostes derivados del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nLos sobrecostes del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF y en tiempo real ser\u00e1n calculados y repercutidos de acuerdo con los criterios especificados en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
\n9. Mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n.
\nEn el caso de que, ante situaciones de emergencia o por razones de urgencia, bien por ausencia de ofertas por causa de fuerza mayor o por otra circunstancia de \u00edndole no prevista o controlable, no sea posible resolver las restricciones mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, el OS podr\u00e1 adoptar las decisiones de programaci\u00f3n que considere m\u00e1s oportunas, justificando sus actuaciones a posteriori ante los PM afectados y la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, sin perjuicio de la liquidaci\u00f3n econ\u00f3mica de las mismas que sea de aplicaci\u00f3n en cada caso.
\nAnexo I
\nRedespachos y precios aplicables a la prestaci\u00f3n del servicio de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas
\n1. Redespachos programados.
\n1.1 Proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
\n1.1.1 Primera fase (Fase 1): Modificaciones del PDBF por criterios de seguridad.
\na) Unidades de venta que incrementan la energ\u00eda programada en el PDBF para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas (Unidad con Programa Obligado-UPO).
\nLos redespachos de energ\u00eda programados para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF incorporar\u00e1n los precios de la oferta simple presentada por la correspondiente unidad de venta, salvo en el caso, de que se trate de un grupo t\u00e9rmico para el que el PM asociado a la unidad haya presentado una oferta compleja al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, y \u00e9sta sea aplicable de acuerdo con los criterios establecidos en el apartado 6.1.3 de este procedimiento.
\n\u2013 Unidades programadas en el PDVP mediante una oferta simple:
\nLos redespachos de energ\u00eda de tipo UPOPVPV programados en el PDVP sobre unidades de venta de energ\u00eda para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas incorporar\u00e1n el precio de cada uno de los bloques de energ\u00eda de la oferta simple utilizados total o parcialmente para el establecimiento de dicho redespacho.
\n\u2013 Unidades programadas en el PDVP mediante una oferta compleja:
\nEn aquellos casos en los que los redespachos UPOPVPV sean asignados sobre grupos t\u00e9rmicos que han presentado una oferta compleja y \u00e9sta sea aplicable de acuerdo con los criterios establecidos en el apartado 6.1.3 de este procedimiento, los redespachos de energ\u00eda incorporar\u00e1n el precio que resulte inferior entre los dos siguientes:
\n\u2022 El resultante de aplicar la oferta compleja al programa asignado en el PDVP por restricciones.
\n\u2022 El resultante de aplicar la oferta compleja al programa horario final definitivo (PHFC) de la unidad tras su participaci\u00f3n en el mercado intradiario y deducir de \u00e9l los ingresos asociados a la valoraci\u00f3n al correspondiente precio marginal horario de su programa PDBF en rampa descendente de carga durante las tres primeras horas, y los ingresos netos (saldo entre ingresos y pagos) derivados de su participaci\u00f3n en las distintas sesiones del mercado intradiario y en el mercado intradiario continuo calculado como la energ\u00eda contratada en este mercado al precio marginal horario del mercado diario.
\nLos c\u00e1lculos realizados para la determinaci\u00f3n del precio que ir\u00e1 incorporado en estos redespachos ser\u00e1n aplicados en ambos casos sobre el conjunto de periodos que constituyen el horizonte diario de programaci\u00f3n, teni\u00e9ndose adem\u00e1s en cuenta, seg\u00fan proceda, el arranque en fr\u00edo o en caliente de la unidad de producci\u00f3n.
\n\u2013 Programaci\u00f3n sin existencia de oferta para este proceso, o insuficiencia de la oferta existente (UPOPVPMER): En los casos en los que el OS tenga que programar la entrada en funcionamiento o un incremento del programa de una unidad de venta de energ\u00eda para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF, mediante un redespacho de energ\u00eda de tipo UPOPVPMER, no vi\u00e9ndose afectada la unidad por una indisponibilidad que impida la realizaci\u00f3n del programa asignado por seguridad, y no existiendo ofertas presentadas para dicha unidad para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, los redespachos de energ\u00eda programados en cada hora incorporar\u00e1n un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoraci\u00f3n KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es mayor o igual a 0, y si dicho precio es menor que 0, ese mismo coeficiente se aplicar\u00e1 sobre el valor medio aritm\u00e9tico del precio resultante del mercado diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
\nb) Unidades de adquisici\u00f3n y, en su caso, exportaciones a sistemas externos que reducen la energ\u00eda programada en el PDBF para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas (Unidad con Programa Obligado-UPO).
\nLos redespachos de energ\u00eda de tipo UPO programados en el PDVP, respectivamente, sobre unidades de adquisici\u00f3n de energ\u00eda o, en su caso, exportaciones, para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, ser\u00e1n considerados equivalentes a anulaciones del correspondiente programa. As\u00ed, en funci\u00f3n del tipo de transacci\u00f3n sobre el que vayan aplicados, dar\u00e1n lugar a las siguientes modificaciones de programa:
\nTransacci\u00f3n del mercado diario (redespacho UPOPVPB o UPOPVPE):
\nReducci\u00f3n del programa de adquisici\u00f3n de la unidad en igual magnitud que el redespacho aplicado, incorporando \u00e9ste un precio igual al correspondiente precio marginal horario del mercado diario.
\nTransacci\u00f3n asociada a la ejecuci\u00f3n de un contrato bilateral con entrega f\u00edsica (redespacho UPOPVPCBB \u00f3 UPOPVPCBE):
\nReducci\u00f3n del programa de energ\u00eda de la unidad de adquisici\u00f3n asociada a la ejecuci\u00f3n de un contrato bilateral, en igual magnitud que el redespacho aplicado, incorporando \u00e9ste un precio igual al correspondiente precio marginal horario del mercado diario.
\nc) Unidades de venta que reducen la energ\u00eda programada en el PDBF para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas (Unidad con Programa Limitado).
\nLos redespachos de energ\u00eda de tipo UPL programados en el PDVP sobre unidades de venta de energ\u00eda para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, ser\u00e1n considerados equivalentes a anulaciones del correspondiente programa. As\u00ed, en funci\u00f3n del tipo de transacci\u00f3n sobre el que vayan aplicados, incorporar\u00e1n los siguientes precios:
\n\u2013 Transacci\u00f3n del mercado diario (redespacho UPLPVPV):
\nReducci\u00f3n del programa de energ\u00eda de la unidad de venta en la misma magnitud del redespacho aplicado, incorporando este redespacho de reducci\u00f3n de programa un precio igual al correspondiente precio marginal horario del mercado diario.
\n\u2013 Transacci\u00f3n asociada a la ejecuci\u00f3n de un contrato bilateral con entrega f\u00edsica en el que la unidad de adquisici\u00f3n corresponde a un consumo nacional, a un consumo de bombeo o, en su caso, a una exportaci\u00f3n de energ\u00eda a sistemas externos (redespacho UPLPVPCB):
\nEstablecimiento en el PDVP de un programa de adquisici\u00f3n de energ\u00eda para la unidad asociada a la ejecuci\u00f3n de un contrato bilateral, mediante la aplicaci\u00f3n sobre dicha unidad del correspondiente redespacho, incorporando \u00e9ste un precio igual al correspondiente precio marginal horario del mercado diario.
\n1.1.2 Segunda fase (Fase 2): Reequilibrio generaci\u00f3n-demanda.
\na) Unidades de venta que incrementan la energ\u00eda programada en el PDBF para obtener un programa equilibrado en generaci\u00f3n y demanda, y unidades de adquisici\u00f3n de consumo de bombeo que reducen la energ\u00eda programada en el PDBF con igual fin.
\nLos redespachos de energ\u00eda a subir programados en el PDVP para resolver un d\u00e9ficit de generaci\u00f3n y obtener as\u00ed un programa equilibrado generaci\u00f3n-demanda, aplicados sobre una transacci\u00f3n del mercado diario (redespacho ECO) o sobre una unidad de adquisici\u00f3n asociada a un contrato bilateral con entrega f\u00edsica (redespacho ECOCB), incorporar\u00e1n el precio del correspondiente bloque de la oferta de energ\u00eda a subir presentada por dicha unidad para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y utilizado total o parcialmente para el establecimiento de dicho redespacho.
\nEn el caso de unidades de venta y de adquisici\u00f3n que no hayan presentado la correspondiente oferta de energ\u00eda a subir para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, estando sin embargo obligadas a ello, el redespacho aplicado pasar\u00e1 a ser denominado redespacho ECOSSO, si est\u00e1 asociado a una transacci\u00f3n de mercado, y redespacho ECOSCBSO, si est\u00e1 asociado a un contrato bilateral con entrega f\u00edsica, incorporando en ambos casos dicho redespacho un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoraci\u00f3n KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario si dicho precio es mayor o igual a 0, y un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoraci\u00f3n KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es inferior a 0. A estos efectos se considerar\u00e1 un precio por defecto de la oferta de energ\u00eda a subir para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas de la correspondiente unidad de valor igual al 85% del correspondiente precio marginal horario del mercado diario si dicho precio es mayor o igual a 0, y un precio de valor igual al 115% del correspondiente precio marginal horario del mercado diario si dicho precio es inferior a 0.
\nb) Unidades de venta que reducen la energ\u00eda programada en el PDBF para obtener un programa equilibrado en generaci\u00f3n y demanda, y unidades de adquisici\u00f3n que incrementan la energ\u00eda programada en el PDBF con igual fin.
\nLos redespachos de energ\u00eda a bajar programados en el PDVP para resolver un exceso de generaci\u00f3n y obtener as\u00ed un programa equilibrado generaci\u00f3n-demanda, aplicados sobre una transacci\u00f3n del mercado diario (redespacho ECO) o sobre una unidad de venta asociada a un contrato bilateral con entrega f\u00edsica (redespacho ECOCB) incorporar\u00e1n el precio del correspondiente bloque de la oferta de energ\u00eda a bajar presentada por dicha unidad para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y utilizado total o parcialmente para el establecimiento de dicho redespacho.
\nEn el caso de unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta de energ\u00eda a bajar para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, estando sin embargo obligadas a ello, el redespacho aplicado pasar\u00e1 a ser denominado ECOBSO, si est\u00e1 asociado a una transacci\u00f3n de mercado, y redespacho ECOBCBSO, si est\u00e1 asociado a un contrato bilateral con entrega f\u00edsica, incorporando en ambos casos dicho redespacho un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoraci\u00f3n KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario si dicho precio es mayor o igual a 0, y un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoraci\u00f3n KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario si dicho precio es inferior a 0. A estos efectos se considerar\u00e1 un precio por defecto de la oferta de energ\u00eda a bajar para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas de la correspondiente unidad de valor igual al 115% del correspondiente precio marginal horario del mercado diario si dicho precio es mayor o igual a 0, y un precio de valor igual al 85% del correspondiente precio marginal horario del mercado diario si dicho precio es inferior a 0.
\nc) Redespachos aplicados para obtener un programa equilibrado en generaci\u00f3n y demanda en los casos de insuficiencia de ofertas para la ejecuci\u00f3n de este proceso.
\nEn los casos en los que el OS tenga que programar redespachos de energ\u00eda a subir o a bajar para resolver un d\u00e9ficit o un exceso de generaci\u00f3n, respectivamente, y obtener as\u00ed un programa equilibrado generaci\u00f3n-demanda, y una vez ya aplicados los redespachos sobre todas las unidades tanto de venta como de adquisici\u00f3n que estando obligadas a la presentaci\u00f3n de ofertas, no hayan atendido, sin embargo, este requerimiento, y asignadas tambi\u00e9n todas aquellas ofertas presentadas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, compatibles con el respeto de las limitaciones aplicadas por seguridad, y no resultase dicha asignaci\u00f3n a\u00fan suficiente para restablecer el equilibrio generaci\u00f3n- demanda, los redespachos que, en su caso, pueda aplicar el OS por MER, llevar\u00e1n asociados los siguientes precios:
\nRedespacho de energ\u00eda a subir (redespacho ECOSMER): Precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoraci\u00f3n KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es mayor o igual a 0, y si dicho precio es menor que 0, ese mismo coeficiente se aplicar\u00e1 sobre el valor medio aritm\u00e9tico del precio resultante del mercado diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
\nRedespacho de energ\u00eda a bajar (redespacho ECOBMER): Precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoraci\u00f3n KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es mayor o igual a 0, y un coeficiente de mayoraci\u00f3n KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es menor que 0.
\n1.2 Proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\na) Unidades de venta que incrementan su programa de energ\u00eda para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real y unidades de adquisici\u00f3n que reducen su programa de energ\u00eda con igual fin.
\nLos redespachos de energ\u00eda a subir de tipo UPOTROR programados en tiempo real para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, llevar\u00e1n asociado el precio de la oferta de energ\u00eda a subir presentada para dicha unidad al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, y utilizada a estos efectos.
\nEl precio del redespacho incorporar\u00e1 adem\u00e1s el arranque programado y realizado de cada turbina gas de acuerdo con el t\u00e9rmino de arranque en caliente de la oferta compleja de restricciones t\u00e9cnicas presentada, cuando el incremento del programa de energ\u00eda requiera un cambio en el modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje que conlleve el arranque de una o m\u00e1s turbinas de gas.
\nb) Unidades de venta que reducen su programa de energ\u00eda para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\nLos redespachos de energ\u00eda a bajar de tipo UPLTROR programados en tiempo real para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, llevar\u00e1n asociado el precio de la oferta de energ\u00eda a bajar presentada para dicha unidad al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y utilizada a estos efectos.
\nc) Unidades de adquisici\u00f3n de consumo de bombeo que incrementan su programa de energ\u00eda para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\nEl incremento del programa de consumo de bombeo de una unidad de adquisici\u00f3n para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real llevar\u00e1 asociado un redespacho de energ\u00eda a bajar de tipo UPLTROR. Este redespacho tendr\u00e1 una energ\u00eda igual a la magnitud del incremento de programa, incorporando un precio igual a la suma del precio de la oferta de energ\u00eda a bajar presentada para dicha unidad al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y utilizada a estos efectos, y cuando el precio marginal horario del mercado diario sea mayor o igual a cero, del resultante de aplicar un coeficiente KBO, de valor 0,70, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.
\nd) Redespachos aplicados en tiempo real no cubiertos con ofertas presentadas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nEn los casos en los que el OS tenga que programar redespachos de energ\u00eda a subir o a bajar para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas identificadas en tiempo real, sin que existan ofertas presentadas para el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, o bien, existiendo \u00e9stas, resulten insuficientes para cubrir totalmente los redespachos aplicados por seguridad en tiempo real, los redespachos que, en su caso, pueda aplicar el OS por MER, llevar\u00e1n asociados los siguientes precios:
\nRedespacho de energ\u00eda a subir (tipo UPOMER): Precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoraci\u00f3n KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es mayor o igual a 0, y si dicho precio es menor que 0, ese mismo coeficiente se aplicar\u00e1 sobre el valor medio aritm\u00e9tico del precio resultante del mercado diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
\nRedespachos de energ\u00eda a bajar (tipo UPLMER): Precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoraci\u00f3n KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es mayor o igual a 0, y un coeficiente de mayoraci\u00f3n KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es menor que 0.
\nEn el caso de unidades de adquisici\u00f3n de consumo de bombeo, el incremento de su programa para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real llevar\u00e1 asociados dos redespachos de energ\u00eda a bajar de tipo UPLMER, cuando el precio marginal horario del mercado diario sea mayor o igual a 0. Estos redespachos tendr\u00e1n cada uno una energ\u00eda igual a la magnitud del incremento de programa, incorporando uno de ellos un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoraci\u00f3n KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, y el otro un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente KBO, de valor 0,70, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario. Cuando el precio marginal horario del mercado diario sea menor que 0, el incremento de programa de unidades de adquisici\u00f3n de consumo de bombeo para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real llevar\u00e1 asociado un redespacho de energ\u00eda a bajar de tipo UPLMER que tendr\u00e1 una energ\u00eda igual a la magnitud del incremento de programa y un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoraci\u00f3n KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.
\n2. Ejecuci\u00f3n efectiva de los redespachos programados conforme a medidas.
\nEl OS determinar\u00e1 con arreglo a las medidas, en aquellos casos en que sea aplicable, las modificaciones que sean precisas para los precios incorporados en los redespachos programados, teniendo en cuenta as\u00ed los arranques y el tipo espec\u00edfico de arranque (en fr\u00edo o en caliente) programados, y el hecho de que se hayan producido \u00e9stos de forma efectiva de acuerdo con las medidas recibidas, as\u00ed como la energ\u00eda real medida para la unidad y la energ\u00eda para ella programada por criterios de seguridad (Fase 1).
\nEn el caso de que la energ\u00eda medida en una hora para una unidad de venta sea inferior a la programada por seguridad y para una unidad de consumo de bombeo sea superior a la programada por seguridad, la energ\u00eda incumplida ser\u00e1 valorada al precio resultante de la diferencia entre el precio medio ponderado de toda la energ\u00eda programada a subir para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas y el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.
\nP.O. 3.3 ACTIVACI\u00d3N DE ENERG\u00cdAS DE BALANCE PROCEDENTES DEL PRODUCTO DE RESERVA DE SUSTITUCI\u00d3N (RR)
\n1. Objeto.
\nEl objeto de este procedimiento es la aplicaci\u00f3n en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol del proceso europeo de activaci\u00f3n e intercambio de energ\u00edas de balance correspondientes al producto de reservas de sustituci\u00f3n (producto Replacement Reserves, RR por sus siglas en ingl\u00e9s), conforme a lo contemplado en el Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una Directriz sobre la gesti\u00f3n de la red de transporte de electricidad (Reglamento SO) y en el Reglamento (UE) 2017\/2195 de la Comisi\u00f3n de 23 de noviembre de 2017 por el que se establece una Directriz sobre el balance el\u00e9ctrico (Reglamento EB).
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento aplica al operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol (OS), a los proveedores de servicios de balance (Balancing Service Providers (BSPs), por sus siglas en ingl\u00e9s) habilitados por el OS conforme a lo establecido en la normativa de aplicaci\u00f3n vigente, y a los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance (Balancing Responsible Parties (BRPs), por sus siglas en ingl\u00e9s) del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n3. Definiciones.
\nA efectos de este procedimiento de operaci\u00f3n se deber\u00e1n tener en cuenta los t\u00e9rminos y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad y en el art\u00edculo 4 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, aprobadas por la CNMC, (en adelante Condiciones relativas al balance).
\nEn particular, los t\u00e9rminos correspondientes a:
\n\u2013 Mercado, se refiere al \u00abMercado mayorista de electricidad\u00bb al que se refiere el art\u00edculo 1 de la Circular 3\/2019 de 20 de noviembre, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\n\u2013 Participante en el mercado (PM), es una persona f\u00edsica o jur\u00eddica que compra, vende o genera electricidad, que participa en la agregaci\u00f3n o que es un gestor de la participaci\u00f3n activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energ\u00eda, incluida la emisi\u00f3n de \u00f3rdenes de negociaci\u00f3n, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de electricidad. .
\n\u2013 Proveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en ingl\u00e9s): participante en el mercado que suministra energ\u00eda de balance y\/o reserva de balance a los TSO, tal como se define en el punto (12) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
\n\u2013 Sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance (BRP, por sus siglas en ingl\u00e9s): participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desv\u00edos en el mercado de la electricidad, tal como se define en el punto (14) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad. .
\n4. Activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance correspondientes al producto de reservas de sustituci\u00f3n (producto RR).
\nConforme al art\u00edculo 19 del Reglamento EB, la activaci\u00f3n e intercambio de energ\u00edas de balance correspondientes al producto de reservas de sustituci\u00f3n (producto RR) se realizar\u00e1 mediante la utilizaci\u00f3n de la plataforma europea para el intercambio de dichos productos transfronterizos est\u00e1ndar de energ\u00edas de balance, gestionada por los operadores del sistema conforme a lo establecido en el Reglamento EB.
\nLa activaci\u00f3n del producto RR en esta plataforma europea de servicios de balance se realizar\u00e1 conforme a lo previsto en el \u00abMarco de aplicaci\u00f3n de la plataforma europea de intercambio de energ\u00edas de reservas de sustituci\u00f3n (RRIF, por sus siglas en ingl\u00e9s))\u00bb, aprobado por las Autoridades Reguladoras Nacionales de todos los pa\u00edses participantes en este proceso, de acuerdo con el art\u00edculo 5.3(a) del Reglamento EB.
\nLas ofertas del producto RR recibidas por el operador del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol (OS) de los participantes habilitados como proveedores del servicio de reservas de sustituci\u00f3n, seg\u00fan el apartado 4 de este procedimiento, y validadas de acuerdo al art\u00edculo 9.2 de este procedimiento ser\u00e1n puestas a disposici\u00f3n de la plataforma RR por el OS para su activaci\u00f3n. Los proveedores conectados en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol recibir\u00e1n a su vez del OS la informaci\u00f3n necesaria para la activaci\u00f3n de la energ\u00eda de balance correspondiente al producto RR y su correspondiente liquidaci\u00f3n.
\n5. Proveedores del servicio de reservas de sustituci\u00f3n (RR).
\nPodr\u00e1n ser habilitadas por el operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol como proveedoras del servicio de reservas de sustituci\u00f3n (RR) todas aquellas unidades de programaci\u00f3n conectadas al sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol que acrediten su capacidad t\u00e9cnica y operativa para la prestaci\u00f3n del servicio, conforme a lo establecido en el art\u00edculo 9 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, aprobadas por la CNMC, de acuerdo con el art\u00edculo 5.4(c) del Reglamento EB.
\nPara poder presentar ofertas del producto RR al OS y ser consideradas a todos los efectos participantes en este servicio, las unidades de programaci\u00f3n deber\u00e1n contar con la habilitaci\u00f3n expresa del OS para la provisi\u00f3n de este servicio.
\nLas unidades de programaci\u00f3n que estuvieran habilitadas en el servicio de gesti\u00f3n de desv\u00edos el d\u00eda inmediato anterior al del inicio de la participaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol en la plataforma europea de RR, se considerar\u00e1n ya habilitadas para la provisi\u00f3n del servicio de reservas de sustituci\u00f3n, si\u00e9ndoles no obstante de aplicaci\u00f3n las condiciones de repetici\u00f3n de pruebas recogidas en el apartado 6.4 del PO 3.8. La habilitaci\u00f3n de nuevas unidades de programaci\u00f3n para el producto RR seguir\u00e1 lo descrito en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen las pruebas para la participaci\u00f3n de las instalaciones en los procesos gestionados por el operador del sistema.
\nEl OS verificar\u00e1 la capacidad t\u00e9cnica y operativa de las unidades de programaci\u00f3n habilitadas para la prestaci\u00f3n del servicio de provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n mediante la comprobaci\u00f3n de los perfiles de respuesta en potencia para cada per\u00edodo de suministro de reservas. Dicha comprobaci\u00f3n tendr\u00e1 en cuenta el tiempo de activaci\u00f3n (FAT) del producto de balance gestionado en el mercado de provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n y el periodo de entrega en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol y la desviaci\u00f3n de la potencia neta suministrada por la unidad de programaci\u00f3n con respecto a su potencia neta programada en el mercado de provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n. Mediante este seguimiento de la prestaci\u00f3n del servicio, el OS revaluar\u00e1 de forma continua la calificaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n como proveedoras del servicio de provisi\u00f3n de RR, conforme a lo recogido en el apartado 6 del art\u00edculo 162 del Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n, dando as\u00ed cumplimiento al proceso de reevaluaci\u00f3n que debe ser realizado como m\u00ednimo una vez cada 5 a\u00f1os.
\nSi el OS detectara un incumplimiento reiterado de los requisitos exigidos y\/o una inadecuada calidad del servicio prestado que pusiera de manifiesto la falta de capacidad t\u00e9cnica de la unidad de programaci\u00f3n para la prestaci\u00f3n del servicio y\/o la no remisi\u00f3n de la informaci\u00f3n de cambios o modificaciones que pudieran afectar a la prestaci\u00f3n del servicio, informar\u00e1 de forma detallada al titular de la unidad de programaci\u00f3n y a la CNMC, concediendo un plazo para introducir las mejoras necesarias. Si pasado el plazo no se introdujeran las mejoras indicadas, el OS podr\u00e1 retirar la habilitaci\u00f3n para la prestaci\u00f3n del servicio previamente concedida, hasta que se constate el cumplimiento del requerimiento del OS.
\n6. Producto RR est\u00e1ndar para el intercambio de energ\u00edas de balance entre sistemas el\u00e9ctricos.
\nConforme a lo establecido en el art\u00edculo 11(5) del RRIF el intercambio transfronterizo de energ\u00edas de balance se realizar\u00e1 inicialmente por periodos de programaci\u00f3n horarios. Con posterioridad, en una siguiente fase, se efectuar\u00e1 el cambio a la programaci\u00f3n cuarto-horaria en los servicios de balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\nEn el art\u00edculo 6 del RRIF se define el producto RR que se utilizar\u00e1 para los intercambios de energ\u00edas de balance entre sistemas. En el anexo de este documento se encuentran detalladas dichas caracter\u00edsticas, con las particularidades aplicables en el caso del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n7. Ofertas del producto RR de los proveedores del servicio al OS.
\nLas ofertas del producto RR podr\u00e1n ser simples (completamente divisibles, divisibles o indivisibles) o bien presentar caracter\u00edsticas complejas (exclusividad, multi-parte, vinculadas en tiempo), conforme a lo indicado en el art\u00edculo 9 del RRIF, con las particularidades previstas en el anexo de este documento, para los proveedores del servicio de RR en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\nEn el documento de intercambios de informaci\u00f3n entre los participantes en el mercado y el operador del sistema se incorporan los tipos de oferta admitidos por la plataforma europea para la gesti\u00f3n del producto RR.
\nDe forma transitoria hasta que se produzca el paso a la programaci\u00f3n cuarto-horaria en la gesti\u00f3n de los servicios de balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, los proveedores del servicio de RR podr\u00e1n utilizar aquellos tipos de oferta del producto RR que sean compatibles con la asignaci\u00f3n de ofertas para periodos horarios completos.
\n8. Proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance del producto est\u00e1ndar RR.
\nEl proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance del producto est\u00e1ndar RR, finaliza 30 minutos antes del inicio del periodo de entrega de la energ\u00eda y consta de las siguientes fases tal y como se indica en el art\u00edculo 3 del RRIF:
\n\u2013 Presentaci\u00f3n por los proveedores del servicio al OS, de las ofertas de energ\u00edas de balance correspondientes al producto RR.
\n\u2013 Env\u00edo del OS a la plataforma europea de activaci\u00f3n del producto RR de la informaci\u00f3n correspondiente a:
\n\u2022 Ofertas v\u00e1lidas de energ\u00edas de balance del producto RR.
\n\u2022 Necesidades de balance a satisfacer con energ\u00edas de tipo RR.
\n\u2022 Capacidad disponible en las interconexiones internacionales (ATC) y, en su caso.
\n\u2022 Requisitos de control de flujo en las interconexiones.
\n\u2013 Comunicaci\u00f3n de la plataforma europea de activaci\u00f3n del producto RR al OS de la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Activaci\u00f3n de ofertas correspondientes a proveedores del servicio del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, realizada por la plataforma europea de RR.
\n\u2022 Necesidades satisfechas por la plataforma europea de RR.
\n\u2022 Capacidad de intercambio utilizada en el proceso RR.
\n\u2022 Posiciones netas del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n\u2022 Programas establecidos en las interconexiones del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n\u2022 Precios resultantes de la activaci\u00f3n del producto RR.
\n\u2013 Comunicaci\u00f3n del OS a los proveedores de este servicio en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, de la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Informaci\u00f3n sobre las ofertas de energ\u00eda de balance, clasificadas conforme a los criterios establecidos en el proceso de validaci\u00f3n descrito en el apartado 8.2 de este procedimiento en:
\n\u2013 Ofertas enviadas por el OS a la plataforma europea de RR:
\n\u2022 Disponibles para la asignaci\u00f3n en la plataforma europea de RR.
\n\u2022 No disponibles para la asignaci\u00f3n en la plataforma europea de RR por estar afectadas por limitaciones de programa por seguridad del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n\u2013 Ofertas no enviadas a la plataforma por infactibilidad respecto al Programa Horario Final definitivo.
\n\u2022 Resultados de la activaci\u00f3n del producto RR (ofertas aceptadas y precios).
\nLa plataforma europea de RR comunicar\u00e1 al OS la posici\u00f3n neta (Net Position) de cada operador del sistema, al objeto de realizar las correspondientes validaciones entre operadores de sistema de acuerdo con lo establecido en el art\u00edculo 3.1(e) del RRIF.
\nLa hora l\u00edmite para que los proveedores del servicio de RR env\u00eden sus ofertas a los TSOs y la hora l\u00edmite para el env\u00edo de la informaci\u00f3n a la plataforma europea de RR por parte de los TSOs son las definidas en los art\u00edculos 7 y 8 del RRIF, respectivamente.
\nComo resultado del proceso anterior, 30 minutos antes del inicio del suministro quedar\u00e1n establecidos, en su caso, los programas de intercambio de energ\u00edas de balance correspondientes al producto RR en las interconexiones del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.
\nEn el caso de que el Programa Horario Final definitivo (PHFC) tras el mercado intradiario continuo de \u00e1mbito europeo se reciba con una antelaci\u00f3n inferior a 48 minutos respecto al inicio del correspondiente horizonte de programaci\u00f3n, el OS no realizar\u00e1 env\u00edo alguno de ofertas a dicha plataforma. En esta situaci\u00f3n y en caso de identificarse una situaci\u00f3n de emergencia, el OS s\u00ed podr\u00e1 enviar las necesidades de balance a satisfacer con energ\u00edas de tipo RR.
\n9. Intercambios de informaci\u00f3n asociados al proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance RR.
\n9.1 Capacidad disponible en las interconexiones internacionales (ATC).
\nEl OS comunicar\u00e1 y mantendr\u00e1 actualizada, en todo momento, los valores de la capacidad de intercambio disponibles en las interconexiones internacionales para su consideraci\u00f3n en el proceso de asignaci\u00f3n de ofertas llevado a cabo por la plataforma europea para la gesti\u00f3n del producto RR, tal y como establece el art\u00edculo 3.1(a) del RRIF.
\n9.2 Ofertas de energ\u00edas de balance de tipo RR de los proveedores del servicio validadas por el OS.
\nSeg\u00fan lo establecido en el art\u00edculo 3 del RRIF, el operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de la plataforma europea de RR las ofertas de energ\u00edas de balance del producto RR presentadas por los proveedores del servicio, una vez validadas por el OS, respetando los plazos de tiempo establecidos a nivel europeo en el art\u00edculo 8 del RRIF.
\nCon una antelaci\u00f3n no inferior a 5 minutos respecto a la hora l\u00edmite para el env\u00edo a la plataforma europea de RR de las ofertas de los proveedores del servicio de acuerdo al art\u00edculo 8 del RRIF, el OS llevar\u00e1 a cabo un proceso de validaci\u00f3n de las ofertas de RR recibidas, teniendo en cuenta el Programa Horario Final definitivo y la informaci\u00f3n de indisponibilidades comunicadas por los proveedores del servicio hasta ese momento para el siguiente periodo horario de entrega de energ\u00eda.
\nEn este proceso de validaci\u00f3n, se rechazar\u00e1n (parcialmente, en el caso de ofertas completamente divisibles y divisibles, o totalmente, en el caso de ofertas indivisibles y complejas) aquellas ofertas que resulten no compatibles con su programa final y los l\u00edmites f\u00edsicos de la unidad de programaci\u00f3n, y\/o no respeten la potencia m\u00e1xima disponible de generaci\u00f3n o de consumo comunicada. Todas las ofertas resultantes de este proceso de validaci\u00f3n ser\u00e1n enviadas a la plataforma europea de RR.
\nAdicionalmente, a las ofertas les ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n las limitaciones de programa establecidas por seguridad del sistema, y vigentes en ese momento, para resolver las posibles restricciones t\u00e9cnicas en el sistema, indic\u00e1ndose:
\n\u2013 Si son ofertas disponibles para la asignaci\u00f3n en la plataforma europea de RR, en caso de que estas no se vean afectadas por las limitaciones de programa aplicadas por seguridad del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n\u2013 Si son ofertas indisponibles (parcialmente, en el caso de ofertas completamente divisibles y divisibles, o totalmente, en el caso de ofertas indivisibles y complejas) para la asignaci\u00f3n en la plataforma europea de RR, en el caso de que estas ofertas est\u00e9n afectadas por limitaciones de programa, aplicadas por seguridad del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\nLas indisponibilidades comunicadas por los proveedores del servicio recibidas con una antelaci\u00f3n inferior a 5 minutos respecto a la hora l\u00edmite para el env\u00edo a la plataforma europea de RR de las ofertas de los proveedores de servicio, ser\u00e1n tenidas en cuenta tras el proceso de asignaci\u00f3n de la plataforma europea de RR.
\n9.3 Necesidades de energ\u00eda de balance de RR del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.
\nEl operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de la plataforma europea de RR las necesidades de balance del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol para su consideraci\u00f3n en el proceso RR respetando los plazos y formatos establecidos para estos intercambios de informaci\u00f3n a nivel europeo en el art\u00edculo 8 del RRIF.
\nEl OS podr\u00e1 enviar necesidades el\u00e1sticas a la plataforma de acuerdo con lo establecido en la correspondiente metodolog\u00eda para la determinaci\u00f3n del precio el\u00e1stico de la necesidad de balance para cubrir las necesidades de RR del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\nDe acuerdo a lo establecido en el art\u00edculo 11.2 del RRIF, el OS podr\u00e1 incluir una banda de tolerancia asociada a su necesidad inel\u00e1stica cuyo uso no podr\u00e1 incrementar el precio marginal resultante de la asignaci\u00f3n de la plataforma europea de RR.
\nEl volumen de necesidades solicitado por el OS no superar\u00e1 el volumen de ofertas enviadas a la plataforma europea de RR, salvo en situaciones en las que la seguridad del sistema resulte comprometida, en cuyo caso y conforme a lo establecido en el art\u00edculo 11.2 del RRIF, el volumen de necesidades requerido a la plataforma podr\u00e1 ser superior al volumen de ofertas enviadas a la plataforma europea de RR.
\n9.4 Requisitos de control de flujo en las interconexiones.
\nEl operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol podr\u00e1 poner a disposici\u00f3n de la plataforma europea de RR requisitos de control de flujo en las interconexiones entre Espa\u00f1a y Francia, y\/o entre Espa\u00f1a y Portugal de acuerdo a lo establecido en el art\u00edculo 3.1(b) del RRIF.
\n9.5 Resultados de la activaci\u00f3n de ofertas del producto RR por la plataforma europea.
\nTras la recepci\u00f3n de la informaci\u00f3n relativa al resultado del proceso de optimizaci\u00f3n, desde la plataforma europea de RR, y con una antelaci\u00f3n no inferior a 30 minutos respecto al inicio del suministro, el OS comunicar\u00e1 a los proveedores del servicio de RR la informaci\u00f3n relativa a la activaci\u00f3n de sus ofertas en los formatos establecidos en el documento de intercambios de informaci\u00f3n entre los participantes en el mercado y el operador del sistema.
\nEn caso de que por una incidencia en la plataforma europea de RR no se reciban los resultados de la activaci\u00f3n de ofertas del producto RR, las necesidades del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol ser\u00e1n cubiertas con la activaci\u00f3n de energ\u00edas del resto de servicios de balance del sistema, no estando prevista la aplicaci\u00f3n de otros mecanismos de respaldo a nivel nacional espec\u00edficos para el producto RR.
\n9.6 Actualizaci\u00f3n de la programaci\u00f3n de los intercambios de energ\u00eda en las interconexiones internacionales.
\nEl establecimiento de programas transfronterizos de RR entre los operadores de los sistemas el\u00e9ctricos interconectados dar\u00e1 lugar a una actualizaci\u00f3n de los programas de intercambio de energ\u00eda el\u00e9ctrica en las interconexiones internacionales del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol con los respectivos sistemas el\u00e9ctricos vecinos interconectados.
\nUna vez haya finalizado la fase de activaci\u00f3n de ofertas y se hayan establecido los programas de intercambio transfronterizo de energ\u00edas de balance del producto RR, \u00e9stos tendr\u00e1n car\u00e1cter firme.
\n10. Liquidaci\u00f3n de las energ\u00edas de balance del producto RR.
\nLa energ\u00eda activada del producto RR a los BSPs del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, as\u00ed como los intercambios transfronterizos de energ\u00edas de balance entre operadores de sistemas el\u00e9ctricos del producto RR, derivados de necesidades de balance de los sistemas, ser\u00e1n valorados al precio marginal del correspondiente periodo cuarto-horario de cada \u00e1rea no congestionada conforme a las propuestas desarrolladas en cumplimiento de los art\u00edculos 30 y 50 del Reglamento EB.
\nEn caso de existir congesti\u00f3n en las interconexiones internacionales aflorar\u00e1 una renta de congesti\u00f3n derivada de la asignaci\u00f3n com\u00fan europea realizada por la plataforma de gesti\u00f3n del producto RR, correspondiente a la interconexi\u00f3n congestionada.
\nEn el caso de ofertas activadas por razones de control de flujo en las interconexiones, la energ\u00eda activada ser\u00e1 valorada, en el periodo cuarto-horario correspondiente, al precio de oferta de dicha energ\u00eda, siempre que su precio sea superior al precio marginal del producto RR en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol correspondiente a ese mismo periodo para ofertas de energ\u00eda a subir o inferior al precio marginal en el caso de las ofertas a bajar. En otro caso, la energ\u00eda activada ser\u00e1 valorada al precio marginal correspondiente.
\nEn el caso de ofertas activadas por razones de control del flujo en las interconexiones, el sobrecoste que resulte para el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol se anotar\u00e1 en la cuenta del operador del sistema y ser\u00e1 liquidado con cargo a las rentas de congesti\u00f3n de la correspondiente interconexi\u00f3n. En caso de que existan varios solicitantes de dicha acci\u00f3n sobre una interconexi\u00f3n, el sobrecoste se repartir\u00e1 conforme a los acuerdos establecidos entre los operadores del sistema que comparten la interconexi\u00f3n.
\nSe verificar\u00e1 el cumplimiento efectivo del servicio, tanto en el caso de las activaciones de balance, como de las activaciones efectuadas por razones de control de flujo en las interconexiones, revis\u00e1ndose la liquidaci\u00f3n en caso de incumplimiento.
\nLa liquidaci\u00f3n de la asignaci\u00f3n del producto RR a los proveedores del servicio en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol ser\u00e1 realizada por el OS conforme a lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
\nLa liquidaci\u00f3n de los intercambios transfronterizos de energ\u00edas de balance del producto RR para el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, se anotar\u00e1 en la cuenta del operador del sistema.
\nEn caso de incidencia en el proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance RR en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, se garantizar\u00e1 la firmeza de los correspondientes intercambios de energ\u00eda RR en las interconexiones internacionales del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol. La liquidaci\u00f3n econ\u00f3mica derivada de la garant\u00eda de esta firmeza se financiar\u00e1 con cargo a cada una de las rentas de congesti\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, seg\u00fan corresponda.
\nEl saldo mensual resultante de la liquidaci\u00f3n de los intercambios transfronterizos de energ\u00edas de balance programados en cada interconexi\u00f3n y de las rentas de congesti\u00f3n derivadas ser\u00e1 liquidado entre el operador del sistema y la entidad de liquidaci\u00f3n centralizada que actuar\u00e1 como contraparte entre los operadores de sistema europeos participantes en la plataforma europea de balance de RR.
\n11. Publicaci\u00f3n de informaci\u00f3n.
\nEl operador del sistema publicar\u00e1 la informaci\u00f3n relativa al proceso de asignaci\u00f3n del producto RR con la periodicidad y desglose que se determina en el procedimiento que establecen los intercambios de informaci\u00f3n relativos al proceso de programaci\u00f3n.
\n12. Informaci\u00f3n a la CNMC.
\nEl OS informar\u00e1 a la CNMC mensualmente sobre el funcionamiento y resultados de la plataforma europea de energ\u00edas de balance RR, incluyendo todos aquellos aspectos que resulten necesarios para la supervisi\u00f3n de la participaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol en dicha plataforma, incluyendo los siguientes aspectos:
\n\u2013 Uso de necesidades el\u00e1sticas.
\n\u2013 Requerimientos de necesidades superiores al volumen de ofertas presentadas.
\n\u2013 Situaciones en las que la plataforma no haya cubierto las necesidades solicitadas desde el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.
\n\u2013 Justificaci\u00f3n de los requerimientos de control de flujo en interconexiones.
\n\u2013 Utilizaci\u00f3n de la indivisibilidad en las ofertas de los proveedores del servicio. En particular, el OS notificar\u00e1 a la CNMC aquellos casos en que el uso de bloques indivisibles sea sistem\u00e1tico o resulte incoherente con las limitaciones t\u00e9cnicas de la unidad de programaci\u00f3n correspondiente o pudiera reflejar comportamientos de mercado no adecuados.
\n\u2013 N\u00famero de horas sin participaci\u00f3n en la plataforma europea de intercambio de energ\u00edas de balance RR por retrasos en el mercado intradiario continuo de \u00e1mbito europeo.
\nEl OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de la CNMC la informaci\u00f3n detallada de ofertas, necesidades y resultados del mercado RR en el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.
\nAnexo
\nPrincipales caracter\u00edsticas del producto\/oferta RR est\u00e1ndar
\nModo de activaci\u00f3n Programada, con activaci\u00f3n manual
\nPeriodo de preparaci\u00f3n. Entre 0 y 30 min.
\nPeriodo de rampa de variaci\u00f3n de potencia. Entre 0 y 30 min.
\nTiempo de activaci\u00f3n (FAT). 30 min.
\nPeriodo de desactivaci\u00f3n. Determinado por el BSP.
\nCantidad m\u00ednima. 1 MW.
\nCantidad m\u00e1xima. No se establece valor m\u00e1ximo alguno, salvo los l\u00edmites t\u00e9cnicos correspondientes.3
\nDuraci\u00f3n m\u00ednima del periodo de entrega. 15 min.1
\nDuraci\u00f3n m\u00e1xima del periodo de entrega. 60 min.2
\nLocalizaci\u00f3n. \u00c1rea de Control Frecuencia-Potencia (LFC) de Espa\u00f1a. Conforme a lo establecido en las condiciones de agregaci\u00f3n de los BSP en las Condiciones relativas al balance, aprobadas por la CNMC de acuerdo al art\u00edculo 18 del Reglamento EB.
\nPeriodo de validez. En funci\u00f3n de la oferta del BSP (15, 30, 45 o 60 minutos)1.
\nDuraci\u00f3n m\u00ednima entre el final de una desactivaci\u00f3n y la siguiente activaci\u00f3n. Determinada por el proveedor del servicio en su oferta.
\nResoluci\u00f3n del precio de oferta. 0,01 \u20ac\/MWh.
\nL\u00edmites al precio de oferta. No se establecen l\u00edmites a los precios, salvo los l\u00edmites t\u00e9cnicos correspondientes.3
\nResoluci\u00f3n del periodo de tiempo. 15 min.
\n1 Hasta el paso a programaci\u00f3n cuarto-horaria en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, la duraci\u00f3n m\u00ednima del periodo de entrega ser\u00e1 igual a 60 min.
\n2 La duraci\u00f3n m\u00e1xima del periodo de entrega depende de la frecuencia del proceso de activaci\u00f3n. La plataforma europea de RR arrancar\u00e1 con una frecuencia de activaci\u00f3n horaria, lo que implica 24 horizontes de activaci\u00f3n y la posibilidad de realizar optimizaciones que cubran 60 min. En caso de incrementarse el n\u00famero de horizontes de activaci\u00f3n (\u00abgates\u00bb), por ejemplo, a 96 diarias, la duraci\u00f3n m\u00e1xima del periodo de entrega se reducir\u00eda a 15 min.
\n3 Los l\u00edmites t\u00e9cnicos corresponden a los formatos de los campos que se establecen en el documento de intercambios de informaci\u00f3n entre los participantes en el mercado y el operador del sistema. Estos l\u00edmites t\u00e9cnicos aplicables a los precios coincidir\u00e1n con los valores armonizados que, en su caso, se establezcan de acuerdo con lo previsto en el apartado 2 del art\u00edculo 30 del Reglamento EB.
\nP.O. 3.6 COMUNICACI\u00d3N Y TRATAMIENTO DE LAS INDISPONIBILIDADES DE LAS UNIDADES F\u00cdSICAS DE GENERACI\u00d3N, DEMANDA Y ALMACENAMIENTO
\n1. Objeto.
\nEl objeto de este procedimiento es establecer los criterios que deber\u00e1n aplicarse para la comunicaci\u00f3n y el tratamiento de las indisponibilidades de las unidades f\u00edsicas de generaci\u00f3n, demanda y almacenamiento, con el fin de que el Operador del Sistema (OS) realice una adecuada programaci\u00f3n de las unidades, conociendo en todo momento los medios disponibles para la operaci\u00f3n del sistema, y, en su caso, pueda confirmar las circunstancias que las eximan de su obligaci\u00f3n de presentar ofertas en el mercado diario en caso de indisponibilidad.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento es de aplicaci\u00f3n al Operador del Sistema (OS) y a los participantes en el mercado.
\n3. Definiciones.
\nMercado: se refiere al \u00abMercado mayorista de electricidad\u00bb al que se refiere el art\u00edculo 1 de la Circular 3\/2019 de 20 de noviembre, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\nParticipante en el mercado (PM): es una persona f\u00edsica o jur\u00eddica que compra, vende o genera electricidad, que participa en la agregaci\u00f3n o que es un gestor de la participaci\u00f3n activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energ\u00eda, incluida la emisi\u00f3n de \u00f3rdenes de negociaci\u00f3n, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de electricidad.
\nUnidad f\u00edsica: Instalaci\u00f3n o conjunto de instalaciones de generaci\u00f3n, demanda o almacenamiento, definida conforme a los criterios establecidos en el PO 3.1.
\nUnidad f\u00edsica completamente disponible: se considera que una unidad f\u00edsica est\u00e1 completamente disponible si puede participar en el proceso de programaci\u00f3n sin ninguna limitaci\u00f3n en su capacidad de generaci\u00f3n o consumo, de acuerdo con los criterios establecidos en el apartado 5 de este procedimiento de operaci\u00f3n. En caso contrario, se considerar\u00e1 la existencia de una indisponibilidad, que podr\u00e1 ser parcial o total.
\nCapacidad m\u00e1xima de potencia activa de la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n: la definici\u00f3n ser\u00e1 la establecida en el Reglamento (UE) 2016\/631 de la Comisi\u00f3n, de 14 de abril de 2016, que establece un c\u00f3digo de red sobre requisitos de conexi\u00f3n de generadores a la red, con las precisiones indicadas en el Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementaci\u00f3n de los c\u00f3digos de red de conexi\u00f3n de determinadas instalaciones el\u00e9ctricas.
\nCapacidad m\u00e1xima de potencia activa de la instalaci\u00f3n de demanda: la capacidad m\u00e1xima de potencia activa de una instalaci\u00f3n de demanda vendr\u00e1 determinada por el valor de potencia contratada. A efectos de este procedimiento, en el caso de que la potencia contratada de la instalaci\u00f3n var\u00ede para los distintos per\u00edodos tarifarios, se establecer\u00e1 el mayor de los valores como capacidad m\u00e1xima de potencia activa de la instalaci\u00f3n de demanda para todos los per\u00edodos tarifarios.
\nEn el caso de instalaciones de almacenamiento, la capacidad m\u00e1xima de potencia activa ser\u00e1 la que se defina en la normativa pendiente de desarrollo.
\nPara las unidades f\u00edsicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la capacidad m\u00e1xima de potencia activa vendr\u00e1 determinada por la suma de la capacidad m\u00e1xima de potencia activa de cada una de las instalaciones que la conforman.
\n4. Responsabilidades.
\nLos participantes del mercado son responsables de comunicar al OS cualquier indisponibilidad total o parcial, que haya afectado o pueda afectar a la capacidad de generaci\u00f3n o consumo de potencia activa de sus respectivas unidades f\u00edsicas, tan pronto como este hecho se produzca o se conozca, en los siguientes casos:
\n\u2013 Si la indisponibilidad afecta a unidades f\u00edsicas de generaci\u00f3n o almacenamiento de capacidad m\u00e1xima igual o superior a 30 MW.
\n\u2013 Si la indisponibilidad afecta a unidades f\u00edsicas de generaci\u00f3n, demanda o almacenamiento integradas en unidades de programaci\u00f3n habilitadas para participar en los servicios de balance del sistema.
\n\u2013 Si la indisponibilidad afecta a unidades de programaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociadas a proveedores de servicios de interrumpibilidad.
\nA efectos de la participaci\u00f3n en el mercado, la comunicaci\u00f3n posterior de estas indisponibilidades al Operador del Mercado (OM) es responsabilidad del OS.
\nEl gestor de la red de distribuci\u00f3n podr\u00e1 conocer las indisponibilidades de las instalaciones conectadas a su red o a su red observable a trav\u00e9s de los Sistemas de Informaci\u00f3n del Operador del Sistema (SIOS).
\n5. Criterios para la determinaci\u00f3n de indisponibilidades de potencia activa.
\nLa consideraci\u00f3n de potencias indisponibles y los per\u00edodos de indisponibilidad de las unidades f\u00edsicas atender\u00e1 a los siguientes criterios generales:
\na) Independientemente de la causa que haya provocado la indisponibilidad, la potencia indisponible de una unidad f\u00edsica, excepto en los casos para los que se indica un tratamiento espec\u00edfico (acoplamiento\/desacoplamiento de instalaciones), vendr\u00e1 determinada por la diferencia entre la capacidad m\u00e1xima de potencia activa de la unidad f\u00edsica y la potencia activa realmente disponible.
\nb) El per\u00edodo de indisponibilidad se define como el intervalo de tiempo comprendido entre el instante de inicio y el instante de fin de indisponibilidad, correctamente comunicado al OS por los participantes en el mercado. Una vez transcurrido el instante de fin de una indisponibilidad, sin que esta indisponibilidad haya sido anulada, dicho instante de fin ser\u00e1 considerado como el de finalizaci\u00f3n efectiva de dicha indisponibilidad. En consecuencia, una vez transcurrido el instante de fin de una indisponibilidad, la indisponibilidad se considerar\u00e1 firme a todos los efectos, no pudiendo ser modificada, ni tampoco anulada a posteriori.
\nc) En los procesos de arranque y acoplamiento de un grupo se considerar\u00e1 disponible la capacidad m\u00e1xima de potencia activa de la unidad f\u00edsica, salvo en caso de existencia de limitaciones de potencia m\u00e1xima, durante un tiempo, como m\u00e1ximo, igual al tiempo de preaviso desde orden de arranque en fr\u00edo o en caliente, seg\u00fan corresponda, hasta m\u00ednimo t\u00e9cnico comunicado por el participante en el mercado.
\nd) El retraso en el acoplamiento de un grupo, en horas y minutos, una vez llegada la hora l\u00edmite en la que este deb\u00eda tener lugar, tendr\u00e1 la consideraci\u00f3n de indisponibilidad total del grupo hasta el instante de acoplamiento efectivo, en horas y minutos.
\ne) Durante el proceso de parada de un grupo se considerar\u00e1 disponible toda su capacidad m\u00e1xima de potencia activa, salvo que exista alguna causa que lo limite.
\nf) La disponibilidad de una unidad f\u00edsica no se ver\u00e1 afectada cuando no existan medios suficientes en la red de transporte o, en su caso, en la red de distribuci\u00f3n, que posibiliten la evacuaci\u00f3n\/consumo de potencia de la instalaci\u00f3n o instalaciones que la integran, estando estas en condiciones de generarla y\/o consumirla. Se considerar\u00e1n, por el contrario, indisponibilidades de la unidad f\u00edsica todas aquellas situaciones de reducci\u00f3n de su capacidad de producci\u00f3n o consumo debidas a problemas en elementos o equipos de conexi\u00f3n de la instalaci\u00f3n o instalaciones que la integran con el correspondiente punto frontera de la red de transporte o, en su caso, de la red de distribuci\u00f3n (transformador de salida de la instalaci\u00f3n, interruptor de generaci\u00f3n o demanda, l\u00edneas directas de conexi\u00f3n con la red de transporte o red de distribuci\u00f3n, etc.).
\ng) La disponibilidad de una unidad f\u00edsica se ver\u00e1 afectada por las posibles limitaciones de su fuente de energ\u00eda primaria, y por otras condiciones que puedan afectar a su capacidad m\u00e1xima de potencia activa, y que limiten su programaci\u00f3n, incluy\u00e9ndose en estos casos:
\n\u2013 Limitaciones en la disponibilidad del combustible utilizado como fuente primaria en las centrales t\u00e9rmicas.
\n\u2013 Reducci\u00f3n del salto neto en las centrales hidr\u00e1ulicas y en las centrales reversibles de bombeo.
\n\u2013 Cotas insuficientes en el embalse superior de las centrales hidr\u00e1ulicas, tanto convencionales como reversibles.
\n\u2013 Limitaciones de la capacidad de consumo de bombeo debidas a cotas excesivas en el embalse superior y\/o cotas insuficientes en el embalse inferior de las centrales reversibles de bombeo.
\nh) La disponibilidad de una unidad f\u00edsica de tipo renovable no gestionable no se ver\u00e1 afectada por aquellas limitaciones de capacidad de generaci\u00f3n que sean debidas a una situaci\u00f3n de condiciones que limiten su fuente de energ\u00eda primaria.
\ni) La disponibilidad de una unidad f\u00edsica de demanda no se ver\u00e1 afectada por las condiciones de funcionamiento previstas en sus instalaciones, sino \u00fanicamente por aquellas situaciones no esperadas que puedan afectar a su capacidad m\u00e1xima de potencia activa. En todo caso, para la adecuada asignaci\u00f3n de los servicios de balance, la oferta del correspondiente servicio de balance deber\u00e1 ser actualizada teniendo en cuenta el efecto de dicha indisponibilidad.
\n6. Procedimiento de comunicaci\u00f3n de indisponibilidades.
\nPara la comunicaci\u00f3n de indisponibilidades de potencia activa, el correspondiente participante en el mercado comunicar\u00e1 al OS, por los medios previstos a tal efecto, la siguiente informaci\u00f3n:
\na) Unidad f\u00edsica indisponible.
\nb) Fecha y hora de inicio de la indisponibilidad.
\nc) Fecha y hora de finalizaci\u00f3n de la indisponibilidad.
\nd) Capacidad m\u00e1xima activa disponible.
\ne) Causa de la indisponibilidad.
\nEsta informaci\u00f3n deber\u00e1 ser actualizada por el participante en el mercado mediante la incorporaci\u00f3n de la mejor previsi\u00f3n disponible en cada momento.
\nEl OS comunicar\u00e1 al OM, tan pronto como los haya verificado, los datos relativos a las indisponibilidades de potencia activa comunicadas por el participante en el mercado para su consideraci\u00f3n en el Mercado Diario (MD) y en las sesiones de subastas y rondas de car\u00e1cter continuo del Mercado Intradiario (MI).
\nEl OS informar\u00e1 a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia de los incumplimientos que observe por falta de comunicaci\u00f3n de los datos de indisponibilidad por parte de los participantes del mercado o errores en la informaci\u00f3n transmitida.
\n7. Consideraciones respecto a la integraci\u00f3n de las indisponibilidades comunicadas en el proceso de programaci\u00f3n.
\nLas comunicaciones de indisponibilidad de potencia activa ser\u00e1n integradas en el proceso de programaci\u00f3n mediante la modificaci\u00f3n del programa de la correspondiente unidad de programaci\u00f3n afectada, sucesivamente, para aquellas horas cerradas a negociaci\u00f3n en el mercado intradiario continuo y se publicar\u00e1n en el siguiente programa horario operativo (P48).
\nLas indisponibilidades de potencia activa comunicadas por el participante en el mercado ser\u00e1n tenidas en cuenta en los procesos de asignaci\u00f3n en los servicios de ajuste del sistema.
\nEl OS comunicar\u00e1 al OM, tan pronto como los haya verificado, los datos relativos a las indisponibilidades comunicadas por los participantes en el mercado para su consideraci\u00f3n en el Mercado Diario (MD) y en las sesiones de subastas y rondas de car\u00e1cter continuo del Mercado Intradiario (MI).
\nSi mediante la asignaci\u00f3n del servicio de activaci\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n (RR) y\/u ofertas de regulaci\u00f3n terciaria, o bien en el MI se modificase el programa de una unidad de programaci\u00f3n declarada indisponible, la comunicaci\u00f3n de un adelanto en la finalizaci\u00f3n de la indisponibilidad previamente comunicada no podr\u00e1 dar lugar a una nueva modificaci\u00f3n de su programa hasta que no se realice la correspondiente modificaci\u00f3n de programa en las siguientes sesiones de subastas o rondas de car\u00e1cter continuo del MI, o la asignaci\u00f3n, en su caso, de ofertas de reservas de sustituci\u00f3n y\/o regulaci\u00f3n terciaria presentadas para dicha unidad.
\nLa declaraci\u00f3n de indisponibilidad de potencia activa y la correspondiente modificaci\u00f3n del programa horario operativo (P48) no eximir\u00e1 de participar, en la medida que le corresponda, en los costes originados. En este sentido, los redespachos por comunicaci\u00f3n de indisponibilidades de potencia activa no modificar\u00e1n el programa de la unidad de programaci\u00f3n a efectos del c\u00e1lculo del desv\u00edo de programa.
\nP.O. 3.8 PRUEBAS PARA LA PARTICIPACI\u00d3N DE LAS INSTALACIONES EN LOS PROCESOS Y SERVICIOS GESTIONADOS POR EL OPERADOR DEL SISTEMA
\n1. Objeto.
\nEl objeto de este procedimiento de operaci\u00f3n es establecer las pruebas para la participaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n e instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo, instalaciones de demanda e instalaciones de almacenamiento de energ\u00eda el\u00e9ctrica en los procesos y servicios gestionados por el Operador del Sistema (OS).
\nEn particular, se incluyen las siguientes pruebas realizadas por el OS:
\n\u2013 Pruebas de control de producci\u00f3n de generaci\u00f3n renovable, cogeneraci\u00f3n y residuos (RCR).
\n\u2013 Pruebas para la participaci\u00f3n en los servicios de balance: regulaci\u00f3n secundaria, regulaci\u00f3n terciaria y de provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n (RR, por sus siglas en ingl\u00e9s).
\nAsimismo, se establecen en este procedimiento los t\u00e9rminos y condiciones de participaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica en los procesos de programaci\u00f3n gestionados por el operador del sistema durante la fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento de las instalaciones.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento es de aplicaci\u00f3n a:
\na) El Operador del Sistema (OS).
\nb) Las instalaciones de producci\u00f3n e instalaciones generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo, instalaciones de demanda e instalaciones de almacenamiento de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nc) Los gestores de la red de distribuci\u00f3n, por las instalaciones que se conecten a su red o a su red observable.
\n3. Definiciones.
\nPruebas de control de producci\u00f3n de generaci\u00f3n renovable, cogeneraci\u00f3n y residuos: el objeto de las pruebas de control de producci\u00f3n de instalaciones y agrupaciones de fuentes renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos es el de verificar el cumplimiento de los requisitos de transmisi\u00f3n y ejecuci\u00f3n de consignas por parte de los centros de control a los que est\u00e9n adscritas dichas instalaciones y agrupaciones.
\nPruebas para la participaci\u00f3n en los servicios de balance: pruebas espec\u00edficas necesarias para obtener la habilitaci\u00f3n en los servicios de regulaci\u00f3n terciaria, activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance procedentes de reservas de sustituci\u00f3n (RR) y regulaci\u00f3n secundaria, conforme a lo establecido en el art\u00edculo 9 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance el\u00e9ctrico en el sistema peninsular espa\u00f1ol, aprobadas por la CNMC.
\nPeriodo de pruebas preoperacionales de funcionamiento: se considera que una instalaci\u00f3n de producci\u00f3n o de generaci\u00f3n asociada a autoconsumo est\u00e1 en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento durante el periodo de tiempo que transcurre desde la fecha en la que la instalaci\u00f3n obtiene la inscripci\u00f3n previa en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica, disponiendo la instalaci\u00f3n del Acta de puesta en servicio para pruebas o autorizaci\u00f3n de explotaci\u00f3n provisional para pruebas, seg\u00fan resulte de aplicaci\u00f3n, y la fecha de inscripci\u00f3n definitiva de dicha instalaci\u00f3n en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica.
\nDentro del t\u00e9rmino de pruebas preoperacionales de funcionamiento, se consideran todas las pruebas previas a la operaci\u00f3n comercial de la instalaci\u00f3n, incluidas, entre otras, tanto aquellas pruebas que representen una entrega de energ\u00eda a la red, como aquellas otras que est\u00e9n directamente asociadas al funcionamiento de la instalaci\u00f3n en unas determinadas condiciones de generaci\u00f3n\/absorci\u00f3n de potencia reactiva.
\nCapacidad m\u00e1xima de potencia activa de la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n: La definici\u00f3n ser\u00e1 la establecida en el Reglamento (UE) 2016\/631 de la Comisi\u00f3n, de 14 de abril de 2016, que establece un c\u00f3digo de red sobre requisitos de conexi\u00f3n de generadores a la red, con las precisiones indicadas en el Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementaci\u00f3n de los c\u00f3digos de red de conexi\u00f3n de determinadas instalaciones el\u00e9ctricas.
\nCapacidad m\u00e1xima de potencia activa de la instalaci\u00f3n de demanda: La capacidad m\u00e1xima de potencia activa de una instalaci\u00f3n de demanda vendr\u00e1 determinada por el valor de potencia contratada. A efectos de este procedimiento, en el caso de que la potencia contratada de la instalaci\u00f3n var\u00ede para los distintos per\u00edodos tarifarios, se establecer\u00e1 el mayor de los valores como capacidad m\u00e1xima de potencia activa de la instalaci\u00f3n de demanda para todos los per\u00edodos tarifarios.
\nEn el caso de instalaciones de almacenamiento, la capacidad m\u00e1xima de potencia activa ser\u00e1 la que se defina en la normativa pendiente de desarrollo.
\nPara las unidades f\u00edsicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la capacidad m\u00e1xima de potencia activa vendr\u00e1 determinada por la suma de la capacidad m\u00e1xima de potencia activa de cada una de las instalaciones que la conforman.
\n4. Pruebas de control de producci\u00f3n de instalaciones de fuentes renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos.
\n4.1 Consideraciones generales.
\nEstas pruebas se enmarcan en el proceso de validaci\u00f3n del cumplimiento de instrucciones emitidas por el OS para todas las instalaciones de fuentes renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos (RCR), y son de aplicaci\u00f3n a aquellas instalaciones y agrupaciones de instalaciones que cumplan alguna de las siguientes condiciones:
\na) Nuevas instalaciones o agrupaciones de las mismas con potencia instalada superior a 5 MW con obligaci\u00f3n de adscripci\u00f3n a un centro de control seg\u00fan el RD 413\/2014, de 6 de junio, que por primera vez se adscriban a un centro de control.
\nb) Instalaciones o agrupaciones de las mismas con potencia instalada inferior o igual a 5 MW que por primera vez se adscriban a un centro de control para participar en la prestaci\u00f3n de servicios de ajuste del sistema.
\nc) Instalaciones o agrupaciones de las mismas con obligaci\u00f3n de adscripci\u00f3n a un centro de control seg\u00fan el RD 413\/2014, de 6 de junio, que cambien de centro de control al que se encuentren adscritas.
\nd) Instalaciones adscritas a un centro de control que modifiquen los equipos principales de sus m\u00f3dulos de generaci\u00f3n mediante la sustituci\u00f3n o modernizaci\u00f3n de los mismos, cuando dicha sustituci\u00f3n o modificaci\u00f3n afecte a un porcentaje superior al 70% de la potencia instalada de la instalaci\u00f3n. En el caso de agrupaciones, solo deber\u00e1n realizar las pruebas de control de producci\u00f3n aquellas instalaciones que incluyan m\u00f3dulos de generaci\u00f3n cuyos equipos principales hayan sido modificados. A estos efectos, se tendr\u00e1 en cuenta el car\u00e1cter acumulativo de las sustituciones o modernizaciones que tengan lugar a partir de la entrada en vigor del presente procedimiento de operaci\u00f3n.
\ne) Instalaciones adscritas a un centro de control que ampl\u00eden en m\u00e1s de un 20% su capacidad m\u00e1xima. En el caso de agrupaciones, solo deber\u00e1n realizar las pruebas de control de producci\u00f3n aquellas instalaciones que hayan modificado su capacidad m\u00e1xima. A estos efectos, se tendr\u00e1 en cuenta el car\u00e1cter acumulativo de los incrementos de la capacidad que tendr\u00e1n lugar a partir de la entrada en vigor del presente procedimiento de operaci\u00f3n.
\nEstas instalaciones y agrupaciones deber\u00e1n realizar las pruebas de control de producci\u00f3n mediante el seguimiento de consignas emitidas por el OS a nivel de instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n, conforme a lo establecido en el PO 8.2.
\nLas solicitudes de realizaci\u00f3n de estas pruebas se realizar\u00e1n conforme a lo indicado en el anexo II de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\nLas pruebas de control de producci\u00f3n se efectuar\u00e1n en la fecha acordada entre el Operador del Sistema y el centro de control al que se encuentre adscrita la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n solicitante, y tanto su inicio como su desarrollo y finalizaci\u00f3n estar\u00e1n condicionados en todo momento al adecuado mantenimiento de las condiciones de seguridad necesarias para el correcto funcionamiento del sistema el\u00e9ctrico.
\nA efectos de la realizaci\u00f3n de estas pruebas, todas las instalaciones de fuentes renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos que formen parte de la misma agrupaci\u00f3n deber\u00e1n pertenecer al mismo subgrupo del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio.
\nLas instalaciones y agrupaciones que hayan superado las pruebas de control de producci\u00f3n previamente a la aprobaci\u00f3n de este procedimiento de operaci\u00f3n no tendr\u00e1n obligaci\u00f3n de realizarlas de nuevo, a excepci\u00f3n de cumplir alguna de las condiciones previstas en los apartados c), d) y e) anteriores.
\n4.2 Pruebas de control de producci\u00f3n de instalaciones de generaci\u00f3n renovable, cogeneraci\u00f3n y residuos.
\nLas pruebas de control de producci\u00f3n consistir\u00e1n en el env\u00edo de consignas por parte del OS hasta el centro de control al que se encuentre adscrita la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n solicitante, y en la comprobaci\u00f3n por parte del OS del cumplimiento por parte de la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n de las consignas emitidas.
\nAntes de comenzar las pruebas, deber\u00e1 comprobarse la integridad del enlace entre el centro de control del OS y el centro de control al que se encuentre adscrita la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n, as\u00ed como la correcta transmisi\u00f3n de la informaci\u00f3n entre ambos centros de control.
\nEl protocolo de pruebas de control de producci\u00f3n que deber\u00e1n superar las instalaciones o agrupaciones de instalaciones que cumplan la condici\u00f3n a), b), d) o e) del apartado 4.1 ser\u00e1 el siguiente:
\n1. Deber\u00e1 determinarse el punto de funcionamiento de la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n en el momento inmediatamente anterior al comienzo de las pruebas.
\n2. Sin previo aviso al centro de control al que est\u00e9 adscrita la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n, el OS emitir\u00e1 una consigna de potencia con motivo 61, a trav\u00e9s del enlace ordenador-ordenador establecido entre los centros de control, que deber\u00e1 alcanzarse en un tiempo inferior a 15 minutos. El valor de dicha consigna ser\u00e1 inferior a la potencia de producci\u00f3n de la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n determinada en el punto 1 y se mantendr\u00e1 durante al menos 15 minutos, de manera que el OS pueda comprobar la capacidad de cumplimiento y mantenimiento de consignas de la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n.
\n3. Tras esto, el OS emitir\u00e1 una nueva consigna de valor inferior al anteriormente enviado, en la forma descrita en el punto 2.
\n4. A continuaci\u00f3n, el OS emitir\u00e1 una nueva consigna de potencia 0 con motivo 02 para la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n, en la forma descrita en el punto 2. El OS mantendr\u00e1 el valor de dicha consigna durante al menos 5 minutos, de manera que pueda comprobar que la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n no sigue la consigna, al tratarse de una consigna no v\u00e1lida.
\n5. Finalmente, se liberar\u00e1n las consignas a capacidad m\u00e1xima de potencia, momento en el que se dar\u00e1n por finalizadas las pruebas.
\nSe considerar\u00e1 que la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n ha superado las pruebas de control de producci\u00f3n si cumple:
\na) La instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n ha alcanzado los valores de consigna de potencia con motivo 61 emitidos por el OS en un tiempo inferior a 15 minutos.
\nb) La instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n ha mantenido la limitaci\u00f3n de consigna de potencia con motivo 61 durante el total del tiempo que dicha consigna ha estado activa.
\nc) Tras la emisi\u00f3n de la consigna de potencia 0 con motivo 02, la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n ha cumplido con la \u00faltima consigna v\u00e1lida emitida por el OS a trav\u00e9s del enlace ordenador-ordenador durante el tiempo en que la consigna de potencia 0 con motivo 02 ha estado activa.
\n1 Pruebas.
\n2 Ausencia de limitaci\u00f3n.
\nEl protocolo de pruebas de control de producci\u00f3n que deber\u00e1n superar las instalaciones y agrupaciones de instalaciones que cumplan la condici\u00f3n c) del apartado 4.1 ser\u00e1 el siguiente:
\n1. Deber\u00e1 determinarse el punto de funcionamiento de la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n en el momento inmediatamente anterior al comienzo de las pruebas.
\n2. Sin previo aviso al centro de control al que est\u00e9 adscrita la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n, el OS emitir\u00e1 una consigna de potencia con motivo 61, a trav\u00e9s del enlace ordenador-ordenador establecido entre los centros de control. El valor de dicha consigna ser\u00e1 superior a la potencia de producci\u00f3n de la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n determinada en el punto 1.
\n3. En un tiempo inferior a 15 minutos desde la emisi\u00f3n de la consigna por parte del OS, el centro de control al que est\u00e9 adscrita la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n deber\u00e1 establecer contacto telef\u00f3nico con el OS para informar de la recepci\u00f3n de la consigna indicando el valor recibido. El OS verificar\u00e1 que el valor indicado es el correcto.
\n4. Sin previo aviso al centro de control al que est\u00e9 adscrita la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n y dentro de los 30 minutos siguientes, el OS emitir\u00e1 una consigna de potencia con motivo 61, a trav\u00e9s del enlace ordenador-ordenador establecido entre los centros de control. El valor de dicha consigna ser\u00e1 superior al primer valor de consigna enviado.
\n5. En un tiempo inferior a 15 minutos desde la emisi\u00f3n de la consigna por parte del OS, el centro de control al que est\u00e9 adscrita la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n deber\u00e1 establecer contacto telef\u00f3nico con el OS para informar de la recepci\u00f3n de la consigna indicando el valor recibido. El OS verificar\u00e1 que el valor indicado es el correcto.
\n6. Se liberar\u00e1n las consignas a capacidad m\u00e1xima de potencia, momento en el que se dar\u00e1n por finalizadas las pruebas.
\nSe considerar\u00e1 que la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n ha superado las pruebas de control de producci\u00f3n si cumple:
\na) El centro de control al que est\u00e1 adscrita la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n que realiza las pruebas contacta telef\u00f3nicamente con el OS en un tiempo inferior a 15 minutos desde que el OS emite de la consigna, y
\nb) El valor de consigna que dicho centro de control transmite al OS es el mismo que el enviado por el OS a trav\u00e9s del enlace ordenador-ordenador.
\n5. Pruebas para la participaci\u00f3n activa en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\n5.1 Consideraciones generales.
\nPodr\u00e1 solicitar la realizaci\u00f3n de estas pruebas una unidad f\u00edsica de generaci\u00f3n, una unidad f\u00edsica de demanda, una unidad f\u00edsica de almacenamiento o un conjunto de unidades que corresponda a uno de los tipos anteriores que cumpla los requisitos previos para la realizaci\u00f3n de las pruebas, recogidas en el apartado 5.2.2). En este sentido, toda referencia a \u00abunidad f\u00edsica\u00bb en este apartado 5 deber\u00e1 ser entendida tambi\u00e9n como \u00abconjunto de unidades f\u00edsicas\u00bb que cumpla las condiciones de realizaci\u00f3n de pruebas de manera conjunta definidas en el apartado 5.2.2).
\nLas solicitudes de realizaci\u00f3n de estas pruebas se realizar\u00e1n conforme a lo indicado en el anexo II de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\nSe consideran unidades f\u00edsicas de tecnolog\u00eda t\u00e9rmica aquellas que aprovechan la energ\u00eda t\u00e9rmica de un fluido para generar electricidad. En particular, en el caso de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos, se consideran unidades de tecnolog\u00eda t\u00e9rmica aqu\u00e9llas clasificadas dentro de los grupos a y c y grupos b.6, b.7 y b.8 y aqu\u00e9llas del grupo b.3 del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio, que cumplan la definici\u00f3n establecida en la frase anterior.
\n1 Pruebas.
\n2 Ausencia de limitaci\u00f3n.
\nLas pruebas para la participaci\u00f3n activa en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria se efectuar\u00e1n en la fecha acordada entre el OS y la zona de regulaci\u00f3n en la que se encuentre adscrita la unidad f\u00edsica, y tanto su inicio como su desarrollo y finalizaci\u00f3n estar\u00e1n condicionados en todo momento al adecuado mantenimiento de las condiciones de seguridad necesarias para el correcto funcionamiento del sistema el\u00e9ctrico.
\nLa realizaci\u00f3n de las pruebas deber\u00e1 gestionarse siempre evitando la participaci\u00f3n en el periodo de realizaci\u00f3n de pruebas en el mercado de banda de regulaci\u00f3n secundaria, a menos que la zona de regulaci\u00f3n disponga de un sistema secundario que, sobre el mismo AGC y par\u00e1metros de control, permita hacer la prueba sin afectar a la regulaci\u00f3n. Durante el proceso de realizaci\u00f3n de las pruebas, cada GRD de conexi\u00f3n de reservas y cada GRD intermedio, en cooperaci\u00f3n con el OS, podr\u00e1 establecer l\u00edmites a la provisi\u00f3n de reservas de potencia activa situadas en su red de distribuci\u00f3n, o excluir dicha provisi\u00f3n, sobre la base de consideraciones t\u00e9cnicas, tales como la distribuci\u00f3n geogr\u00e1fica de las unidades f\u00edsicas, en cumplimiento del art\u00edculo 182 del Reglamento (UE) 2017\/1485.
\nEl OS utilizar\u00e1 las telemedidas en tiempo real de las entregas o tomas de energ\u00eda, seg\u00fan corresponda, de la unidad f\u00edsica para verificar la correcta realizaci\u00f3n de las pruebas y validar los valores obtenidos. Hasta que se adapte el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se define el intercambio de informaci\u00f3n con el Operador del Sistema (PO 9 o aquellos que lo sustituyan) a lo dispuesto en las propuestas de implementaci\u00f3n nacional de los art\u00edculos 40.5 y 40.6 del Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n, de 2 de agosto de 2017, y a la normativa pendiente de desarrollo por la que se establezcan los requisitos de intercambio de informaci\u00f3n de las instalaciones de almacenamiento con el OS, el OS podr\u00e1 realizar las verificaciones que estime conveniente y est\u00e9n a su alcance para asegurar que las telemedidas de las instalaciones de demanda y almacenamiento corresponden con el perfil de las producciones o consumos realmente realizados.
\nCada unidad f\u00edsica podr\u00e1 repetir las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria un m\u00e1ximo de 3 veces por a\u00f1o. A efectos de lo anterior, si la realizaci\u00f3n de las pruebas resulta err\u00f3nea y el OS solicita la repetici\u00f3n de las mismas, dicha repetici\u00f3n no ser\u00e1 contabilizada hasta alcanzar un m\u00e1ximo de 3 realizaciones err\u00f3neas en la misma prueba. Sin perjuicio de lo anterior, si el sujeto expusiera de manera justificada la necesidad de realizar pruebas adicionales, el operador del sistema podr\u00e1 autorizarlas si as\u00ed lo permiten las circunstancias.
\nEn el caso de las unidades f\u00edsicas clasificadas dentro del grupo a. del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio, la provisi\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria se deber\u00e1 realizar mediante la variaci\u00f3n de la generaci\u00f3n neta de la instalaci\u00f3n, para alcanzar el nuevo valor de potencia solicitado durante las pruebas, criterio que ser\u00e1 aplicado de la misma forma tras la habilitaci\u00f3n de la unidad f\u00edsica como proveedora de dicho servicio.
\nA efectos de este procedimiento, se considerar\u00e1 como potencia m\u00e1xima de la unidad f\u00edsica que solicite realizar las pruebas:
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de producci\u00f3n incluidas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del Art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio, la considerada teniendo en cuenta el recurso de energ\u00eda primaria disponible en las condiciones de realizaci\u00f3n de las pruebas. Esta potencia m\u00e1xima ser\u00e1 la potencia producible declarada al Operador del Sistema. Para el resto de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos, la potencia m\u00e1xima ser\u00e1 el valor de potencia por el que se ha concedido el permiso de acceso y conexi\u00f3n a la red.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de demanda, la declarada al OS previa realizaci\u00f3n de las pruebas, que deber\u00e1 ser coherente con el punto de funcionamiento de la instalaci\u00f3n y con la potencia con la que el sujeto titular desee habilitarse para la prestaci\u00f3n del servicio.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de almacenamiento la capacidad m\u00e1xima de potencia activa que se defina en la normativa pendiente de desarrollo.
\nEn todo caso, la potencia m\u00e1xima de la unidad f\u00edsica que solicite realizar las pruebas no podr\u00e1 ser superior a la suma de las capacidades m\u00e1ximas de las instalaciones que formen parte de dicha unidad f\u00edsica.
\nA efectos de este procedimiento, se considerar\u00e1 como potencia m\u00ednima de la unidad f\u00edsica que solicite realizar las pruebas:
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de producci\u00f3n de tecnolog\u00eda t\u00e9rmica, el valor de m\u00ednimo t\u00e9cnico declarado al Operador del Sistema en virtud de lo establecido en la normativa vigente.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de demanda, la declarada al OS previa realizaci\u00f3n de las pruebas, que deber\u00e1 ser coherente con el punto de funcionamiento de la instalaci\u00f3n y con la potencia con la que el sujeto titular desee habilitarse.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de almacenamiento y a instalaciones no incluidas en puntos anteriores, se considerar\u00e1 la potencia m\u00ednima que se defina en la normativa o, en su defecto, un valor de cero.
\nCuando las pruebas las realice un conjunto de unidades f\u00edsicas, se entender\u00e1 como potencia m\u00e1xima la suma de las potencias m\u00e1ximas de cada una de las unidades f\u00edsicas que conforman el conjunto. Del mismo modo, se entender\u00e1 como potencia m\u00ednima la suma de las potencias m\u00ednimas de cada una de las unidades f\u00edsicas que conforman el conjunto.
\n5.2 Requisitos previos a la realizaci\u00f3n de las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\nCon car\u00e1cter previo a la realizaci\u00f3n de las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria, el OS verificar\u00e1 que:
\n\u2013 La unidad f\u00edsica cumple con los requisitos recogidos en el Art\u00edculo 9 de la Resoluci\u00f3n de 11 de diciembre de 2019, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueban las condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la unidad f\u00edsica cumple con los requisitos de estructuraci\u00f3n de unidades f\u00edsicas establecidos en el anexo II del PO 3.1.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas constituidas por instalaciones renovables, de cogeneraci\u00f3n o residuos, dichas instalaciones han superado las pruebas de control de producci\u00f3n recogidas en el apartado 4 del presente procedimiento.
\nAdem\u00e1s de lo anterior y con car\u00e1cter previo a la aceptaci\u00f3n de la solicitud para la realizaci\u00f3n de pruebas, es condici\u00f3n necesaria que el Operador del Sistema verifique que se cumplen los siguientes requisitos:
\n1. Requisitos que la zona en conjunto deber\u00e1 verificar:
\n\u2013 Cumplimiento de los requisitos t\u00e9cnicos y funcionales del sistema de control del despacho de generaci\u00f3n tal y como se describe en el anexo I de este documento, \u00abDocumento de Requerimientos de Centros de Control\u00bb.
\n\u2013 Cumplimiento de los requisitos relativos a las zonas de regulaci\u00f3n, establecidos en el Art\u00edculo 7 de la Resoluci\u00f3n de 11 de diciembre de 2019, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueban las condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance.
\n\u2013 Cumplimiento de los requisitos t\u00e9cnicos de control establecidos en la normativa vigente: en la actualidad, la respuesta de la zona de regulaci\u00f3n a los requerimientos recibidos, como se indica en el Procedimiento de Operaci\u00f3n 7.2, por el que se reglamenta el servicio complementario de regulaci\u00f3n secundaria, debe ajustarse a la de un sistema lineal de constante de tiempo 100s, sin retardos, que se toma como patr\u00f3n.
\n2. Las unidades f\u00edsicas que soliciten la realizaci\u00f3n de pruebas de manera conjunta deber\u00e1n cumplir las siguientes condiciones:
\n\u2013 El conjunto de unidades f\u00edsicas est\u00e1 adscrito al mismo centro de control de generaci\u00f3n y demanda y pertenece a la misma unidad de programaci\u00f3n.
\n\u2013 La suma en valor absoluto de la capacidad m\u00e1xima de potencia activa del conjunto de unidades f\u00edsicas que realizan las pruebas de manera conjunta es superior a 1 MW y no superior a 1.000 MW.
\n3. Se deber\u00e1 acreditar la recepci\u00f3n en los centros de control del OS de las telemedidas en tiempo real de la potencia neta de las unidades f\u00edsicas que se incluyen en la zona, mediante los enlaces entre el OS y el despacho de generaci\u00f3n y demanda de la zona de regulaci\u00f3n. La captaci\u00f3n de se\u00f1ales de las unidades f\u00edsicas y su env\u00edo al centro de control de generaci\u00f3n y demanda de la zona de regulaci\u00f3n se har\u00e1 por medios propios.
\n4. En el caso de unidades f\u00edsicas cuya propiedad no coincida con la de la empresa titular de la zona de regulaci\u00f3n, el sujeto titular de la unidad f\u00edsica, o su correspondiente representante, deber\u00e1 adjuntar a la solicitud la conformidad expresa del titular de la zona de regulaci\u00f3n para la inclusi\u00f3n de dicha unidad f\u00edsica en la zona de regulaci\u00f3n.
\n5.3 Pruebas para la participaci\u00f3n activa en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\nLa prueba tiene por objeto comprobar que una zona de regulaci\u00f3n es capaz de intercambiar las se\u00f1ales requeridas tanto con el sistema maestro de la regulaci\u00f3n como con el de respaldo, as\u00ed como responder a sus requerimientos de regulaci\u00f3n, incluyendo bajo control de su AGC a las unidades f\u00edsicas cuya habilitaci\u00f3n se solicita.
\nLa prueba afectar\u00e1 directamente a la zona de regulaci\u00f3n implicada. Para el an\u00e1lisis de la prueba se registrar\u00e1n, los valores correspondientes a cada muestra de las se\u00f1ales siguientes:
\n\u2013 PGCi: potencia de generaci\u00f3n o consumo en control de la zona.
\n\u2013 PGCSUPi y PGCINFi: l\u00edmites reales superior e inferior respectivamente de potencia de las unidades bajo control del AGC. Se entiende por l\u00edmites reales la suma de los que determinan la banda disponible de regulaci\u00f3n de las unidades f\u00edsicas en control tal y como se especifican en cada momento en el AGC de la zona, teniendo en cuenta aspectos tales como la cota de los embalses, aver\u00edas, limitaciones etc.
\n\u2013 ACEi: error de control de \u00e1rea.
\n\u2013 CRRi: requerimiento de la regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2013 NIDi: desv\u00edo neto de generaci\u00f3n o consumo de la zona.
\n\u2013 NSIi: programa de generaci\u00f3n o consumo de la zona.
\n\u2013 Estado de regulaci\u00f3n de la zona (ON\/OFF).
\n\u2013 Estado de control de la zona.
\n\u2013 Generaci\u00f3n o consumo individual de las unidades f\u00edsicas en control.
\n\u2013 Instantes de entrada y salida de unidades f\u00edsicas en control.
\n\u2013 Desv\u00edo de frecuencia respecto a 50Hz.
\n\u2013 Cualquier otra se\u00f1al que se considere conveniente.
\nEn los casos en que el Operador del Sistema considere oportuno y, para evitar que otras se\u00f1ales distorsionen la se\u00f1al del requerimiento de regulaci\u00f3n (CRRi), en el AGC de la zona se tomar\u00e1n las siguientes medidas:
\n\u2013 Hacer nulo el factor de participaci\u00f3n de la zona en pruebas en la correcci\u00f3n del desv\u00edo de frecuencia (Bi).
\n\u2013 Hacer nulo en el error de control de \u00e1rea de la zona en pruebas (ACEi) el t\u00e9rmino correspondiente al desv\u00edo interno de la zona.
\nLa expresi\u00f3n general del error de control de \u00e1rea de la zona durante la prueba pasar\u00e1 a ser: ACEi = CRRi.
\nDe esta forma, la se\u00f1al de control recibida por las unidades en control ser\u00e1 emitida totalmente por la RCP permitiendo, en el caso particular de prueba de habilitaci\u00f3n de unidades para funcionamiento bajo control del AGC, generar tanto requerimiento nulo para estabilizar dichas unidades como un requerimiento predeterminado, por ejemplo, de escal\u00f3n puro, para evaluar su respuesta ante el mismo.
\nLa prueba de regulaci\u00f3n secundaria se desarrollar\u00e1 de la siguiente forma:
\n1. En primer lugar, se comprobar\u00e1 el correcto intercambio de todas las se\u00f1ales de regulaci\u00f3n entre el AGC de la zona y tanto el sistema principal como el de respaldo de la regulaci\u00f3n (RCP).
\n2. Una vez finalizada la comprobaci\u00f3n, la zona en pruebas pasar\u00e1 a responder a las se\u00f1ales de control enviadas desde el sistema de respaldo. De esta forma, en el sistema principal seguir\u00e1 funcionando la regulaci\u00f3n secundaria sin la participaci\u00f3n de las unidades en pruebas.
\n3. A continuaci\u00f3n, se comprobar\u00e1 la respuesta de las unidades f\u00edsicas en control de la zona tanto a subir como a bajar potencia ante un requerimiento. Para ello, se enviar\u00e1 a la zona un CRR (se determinar\u00e1 en funci\u00f3n de las unidades bajo control del AGC y ser\u00e1 de valor suficiente para conseguir que dichas unidades alcancen los l\u00edmites declarados de potencia en regulaci\u00f3n) y se registrar\u00e1 su respuesta hasta que la potencia en control alcance su l\u00edmite en el sentido del requerimiento.
\n4. Si en alg\u00fan caso se estima necesario, se estabilizar\u00e1 la potencia en control en la zona mediante el env\u00edo de un CRR nulo.
\nUna vez finalizada la prueba, tanto en el sistema de regulaci\u00f3n del Operador del Sistema como en el AGC de la zona se restablecer\u00e1 el estado de se\u00f1ales previo a la misma.
\nCon los datos registrados durante la prueba, se analizar\u00e1 la calidad de respuesta de las unidades bajo control del AGC y el OS redactar\u00e1 un informe en el que expondr\u00e1 los resultados e incidencias que se hubieren observado durante la prueba.
\nEn particular, dicho informe recoger\u00e1 el cumplimiento de las siguientes condiciones y par\u00e1metros resultantes:
\n\u2013 L\u00edmites inferior y superior de potencia en control entre los cuales la unidad f\u00edsica o conjunto de unidades f\u00edsicas, en el caso de realizar la prueba de manera conjunta, son capaces de responder al requerimiento enviado.
\n\u2013 Banda de regulaci\u00f3n habilitada, calculada a partir de la constante de tiempo exigida para la prestaci\u00f3n del servicio (100s). Se obtendr\u00e1 considerando la capacidad de la unidad f\u00edsica o conjunto de unidades f\u00edsicas para recorrer el 95% de la banda de regulaci\u00f3n en un tiempo inferior a tres constantes de tiempo (300s).
\n\u2013 Retardos de respuesta observados, siendo estos el tiempo trascurrido desde la modificaci\u00f3n de la se\u00f1al de requerimiento hasta la recepci\u00f3n del valor de PGC que responda a dicho requerimiento. Los retardos observados no han de ser superiores a un minuto.
\n5.4 Condiciones de repetici\u00f3n de pruebas de unidades f\u00edsicas pertenecientes a unidades de programaci\u00f3n previamente habilitadas.
\nLas condiciones de repetici\u00f3n de pruebas detalladas en el presente apartado ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n a todas las unidades f\u00edsicas habilitadas para la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria, sin perjuicio de si superaron las pruebas para la participaci\u00f3n en estos servicios previamente o posteriormente a la aprobaci\u00f3n del presente procedimiento de operaci\u00f3n.
\nCualquier modificaci\u00f3n de variables de control que afecten a los valores registrados en las pruebas establecidas para la participaci\u00f3n en este servicio, deber\u00e1 ser comunicada al OS, a la mayor brevedad posible, por el centro de control de generaci\u00f3n y demanda al que se encuentra adscrita la unidad f\u00edsica afectada.
\nLas unidades f\u00edsicas o unidades de programaci\u00f3n previamente habilitadas para participar en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria deber\u00e1n repetir las pruebas para la participaci\u00f3n en dicho servicio en los siguientes casos:
\n\u2013 Por modificaciones de los requisitos t\u00e9cnicos o de disponibilidad, o de los equipos, de una unidad f\u00edsica habilitada, si estos suponen una variaci\u00f3n en la respuesta incompatible con los tiempos de activaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria. En este caso, solo la unidad f\u00edsica afectada deber\u00e1 repetir las pruebas si se considera necesario.
\n\u2013 Por variaciones de la potencia activa habilitada de la unidad de programaci\u00f3n, incluyendo la inclusi\u00f3n o exclusi\u00f3n de unidades f\u00edsicas de la misma si:
\no
\nDonde:
\n: Potencia activa habilitada de la unidad de programaci\u00f3n correspondiente a aquellas unidades f\u00edsicas habilitadas que no han superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\n: Potencia activa habilitada de la unidad de programaci\u00f3n para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria, correspondiente a todas las unidades f\u00edsicas habilitadas que la conforman. Se cumple que: =. +
\n: Potencia activa habilitada de la unidad de programaci\u00f3n correspondiente a aquellas unidades f\u00edsicas habilitadas que han superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\nEn caso de inclusi\u00f3n de una nueva unidad f\u00edsica que desee habilitarse para la prestaci\u00f3n del servicio dentro de la unidad de programaci\u00f3n ya habilitada, solo se considerar\u00e1 que ha superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria si lo ha hecho de manera individual o si todas las unidades f\u00edsicas que superaron las pruebas de forma conjunta se incluyen en la misma unidad de programaci\u00f3n.
\nEn caso de exclusi\u00f3n de la unidad de programaci\u00f3n de unidades f\u00edsicas habilitadas para la prestaci\u00f3n del servicio que formen parte de un conjunto que ha superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria de manera conjunta, se considerar\u00e1 que todas las unidades f\u00edsicas que componen el conjunto no han superado las pruebas si dicha exclusi\u00f3n modifica la composici\u00f3n del mismo.
\nConforme a lo anterior, cualquier modificaci\u00f3n en la composici\u00f3n de un conjunto de unidades f\u00edsicas habilitadas que ha superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria de manera conjunta implicar\u00e1 que todas las unidades f\u00edsicas que lo componen no han superado las pruebas. En cualquier caso, el OS valorar\u00e1 la significatividad que la modificaci\u00f3n del conjunto tiene sobre la unidad de programaci\u00f3n para aplicar lo anterior, pudiendo aplicar excepciones en el caso de variaciones de potencia habilitada reducidas.
\nEn el caso de unidades f\u00edsicas que hayan superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria, el cambio de comercializadora no afectar\u00e1 a la valoraci\u00f3n de dicha unidad f\u00edsica como apta para la prestaci\u00f3n del servicio. En cualquier caso, ser\u00e1 requerida la repetici\u00f3n de pruebas si el sujeto comunica al OS la necesidad de modificar la potencia habilitada de las unidades afectadas y el c\u00e1lculo del ratio derivado de dicha modificaci\u00f3n hace necesaria la repetici\u00f3n de pruebas, o si de alguna forma se ven afectados los par\u00e1metros previamente habilitados para la unidad.
\nDe ser necesaria la realizaci\u00f3n de pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria, esta se llevar\u00e1 a cabo hasta cumplir = 0 MW, de manera que no exista en la unidad de programaci\u00f3n ninguna unidad f\u00edsica que no haya superado las pruebas.
\nEl sujeto titular o su correspondiente representante podr\u00e1n elegir hacer la prueba de manera individual a la unidad f\u00edsica no habilitada mediante pruebas o de forma conjunta a toda la unidad de programaci\u00f3n.
\n6. Pruebas para la participaci\u00f3n activa en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria y en el proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance procedentes de reservas de sustituci\u00f3n RR.
\n6.1 Consideraciones generales.
\nPodr\u00e1 solicitar la realizaci\u00f3n de estas pruebas una unidad f\u00edsica de generaci\u00f3n, una unidad f\u00edsica de demanda, una unidad f\u00edsica de almacenamiento o un conjunto de unidades que corresponda a uno de los tipos anteriores que cumpla los requisitos previos para la realizaci\u00f3n de las pruebas, recogidos en el apartado 6.2. Conforme a lo anterior, toda referencia a \u00abunidad f\u00edsica\u00bb deber\u00e1 ser entendida tambi\u00e9n como \u00abconjunto de unidades f\u00edsicas\u00bb que cumpla las condiciones de realizaci\u00f3n de pruebas de manera conjunta, definidas en el apartado 6.2.
\nSe consideran unidades f\u00edsicas de tecnolog\u00eda t\u00e9rmica aquellas que aprovechan la energ\u00eda t\u00e9rmica de un fluido para generar electricidad. En particular, en el caso de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos, se consideran unidades de tecnolog\u00eda t\u00e9rmica aqu\u00e9llas clasificadas dentro de los grupos a y c y grupos b.6, b.7 y b.8 y aqu\u00e9llas del grupo b.3 del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio que cumplan la definici\u00f3n establecida en la frase anterior.
\nLas pruebas para la participaci\u00f3n de las instalaciones en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria y en el proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance RR se realizar\u00e1n conjuntamente, determin\u00e1ndose para cada unidad f\u00edsica el valor m\u00e1ximo de provisi\u00f3n de cada servicio en cada sentido (a subir y a bajar), teniendo en cuenta para ello la capacidad de variaci\u00f3n de las entregas o tomas de energ\u00eda de la unidad f\u00edsica registrada durante las pruebas. Las potencias habilitadas a subir y a bajar de la unidad f\u00edsica podr\u00e1n ser diferentes.
\nLas pruebas se efectuar\u00e1n en la fecha acordada entre el OS y el centro a control al que se encuentre adscrita la unidad f\u00edsica, y tanto su inicio como su desarrollo y finalizaci\u00f3n estar\u00e1n condicionados en todo momento al adecuado mantenimiento de las condiciones de seguridad necesarias para el correcto funcionamiento del sistema el\u00e9ctrico. Durante el proceso de realizaci\u00f3n de las pruebas, cada GRD de conexi\u00f3n de reservas y cada GRD intermedio, en cooperaci\u00f3n con el OS, podr\u00e1 establecer l\u00edmites a la provisi\u00f3n de reservas de potencia activa situadas en su red de distribuci\u00f3n, o excluir dicha provisi\u00f3n, sobre la base de consideraciones t\u00e9cnicas, tales como la distribuci\u00f3n geogr\u00e1fica de las unidades f\u00edsicas, en cumplimiento del art\u00edculo 182 del Reglamento (UE) 2017\/1485.
\nLa ejecuci\u00f3n de las pruebas deber\u00e1 gestionarse siempre que sea posible mediante participaci\u00f3n en los distintos mercados organizados y\/o a trav\u00e9s de contrataci\u00f3n bilateral con entrega f\u00edsica. En caso de que esto no sea posible por causas ajenas al propio sujeto titular o a su representante, la energ\u00eda necesaria para la realizaci\u00f3n de las pruebas de habilitaci\u00f3n ser\u00e1 programada en concepto de desv\u00edo respecto a programa.
\nEl OS utilizar\u00e1 las telemedidas en tiempo real de las entregas o tomas de energ\u00eda, seg\u00fan corresponda, de la unidad f\u00edsica para verificar la correcta realizaci\u00f3n de las pruebas y validar los valores obtenidos. Hasta que se adapte el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se define el intercambio de informaci\u00f3n con el Operador del Sistema (PO 9) a lo dispuesto en las propuestas de implementaci\u00f3n nacional de los art\u00edculos 40.5 y 40.6 del Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n, de 2 de agosto de 2017, y a la normativa pendiente de desarrollo por la que se establezcan los requisitos de intercambio de informaci\u00f3n de las instalaciones de almacenamiento con el OS, el OS podr\u00e1 realizar las verificaciones que estime conveniente y est\u00e9n a su alcance para asegurar que las telemedidas de las instalaciones de demanda y almacenamiento corresponden con el perfil de las producciones o consumos realmente realizados.
\nCada unidad f\u00edsica podr\u00e1 repetir las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria y en el proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance un m\u00e1ximo de 3 veces por a\u00f1o. A efectos de lo anterior, si la realizaci\u00f3n de las pruebas resulta err\u00f3nea y el OS solicita la repetici\u00f3n de las mismas, dicha repetici\u00f3n no ser\u00e1 contabilizada hasta alcanzar un m\u00e1ximo de 3 realizaciones err\u00f3neas en la misma prueba. Sin perjuicio de lo anterior, si el sujeto expusiera de manera justificada la necesidad de realizar pruebas adicionales, el operador del sistema podr\u00e1 autorizarlas si as\u00ed lo permiten las circunstancias.
\nEn el caso de las unidades f\u00edsicas clasificadas dentro del grupo a. del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio, la provisi\u00f3n de los servicios de regulaci\u00f3n terciaria y de reservas de sustituci\u00f3n se deber\u00e1 realizar mediante la variaci\u00f3n de la generaci\u00f3n neta de la instalaci\u00f3n, para alcanzar el nuevo valor de potencia solicitado durante las pruebas, criterio que ser\u00e1 aplicado de la misma forma tras la habilitaci\u00f3n de la unidad f\u00edsica como proveedora de dichos servicios.
\nA efectos de este procedimiento, se considerar\u00e1 como potencia m\u00e1xima de la unidad f\u00edsica que solicite realizar las pruebas:
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de producci\u00f3n incluidas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio, la considerada teniendo en cuenta el recurso de energ\u00eda primaria disponible en las condiciones de realizaci\u00f3n de la prueba. Esta potencia m\u00e1xima ser\u00e1 la potencia m\u00e1xima producible declarada al OS. Para el resto de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos, el valor de capacidad m\u00e1xima por el que se ha concedido el permiso de acceso y conexi\u00f3n a la red.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de demanda, la declarada al OS previa realizaci\u00f3n de las pruebas, que deber\u00e1 ser coherente con el punto de funcionamiento de la instalaci\u00f3n y con la potencia con la que el sujeto titular desee habilitarse para la prestaci\u00f3n del servicio.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de almacenamiento la capacidad m\u00e1xima de potencia activa ser\u00e1 la que se defina en la normativa pendiente de desarrollo.
\nEn todo caso, la potencia m\u00e1xima de la unidad f\u00edsica que solicite realizar las pruebas no podr\u00e1 ser superior a la suma de las capacidades m\u00e1ximas de las instalaciones que formen parte de dicha unidad f\u00edsica.
\nA efectos de este procedimiento, se considerar\u00e1 como potencia m\u00ednima de la unidad f\u00edsica que solicite realizar las pruebas:
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de producci\u00f3n de tecnolog\u00eda t\u00e9rmica, el valor de m\u00ednimo t\u00e9cnico declarado al Operador del Sistema en virtud de lo establecido en la normativa vigente.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de demanda, la declarada al OS previa realizaci\u00f3n de las pruebas, que deber\u00e1 ser coherente con el punto de funcionamiento de la instalaci\u00f3n y con la potencia con la que el sujeto titular desee habilitarse.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas asociadas a instalaciones de almacenamiento y de instalaciones no incluidas en puntos anteriores, se considerar\u00e1 una potencia m\u00ednima de valor cero.
\nCuando las pruebas las realice un conjunto de unidades f\u00edsicas, se entender\u00e1 como potencia m\u00e1xima la suma de las potencias m\u00e1ximas de cada una de las unidades f\u00edsicas que conforman el conjunto. Del mismo modo, se entender\u00e1 como potencia m\u00ednima la suma de las potencias m\u00ednimas de cada una de las unidades f\u00edsicas que conforman el conjunto.
\n6.2 Requisitos previos a la realizaci\u00f3n de las pruebas para la participaci\u00f3n en los servicios de regulaci\u00f3n terciaria y provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n (RR).
\nCon car\u00e1cter previo a la realizaci\u00f3n de las pruebas para la participaci\u00f3n en los servicios de regulaci\u00f3n terciaria y provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n, el OS verificar\u00e1 que:
\n\u2013 La unidad f\u00edsica cumple con los requisitos recogidos en el Art\u00edculo 9 de la Resoluci\u00f3n de 11 de diciembre de 2019, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueban las condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la unidad f\u00edsica cumple con los requisitos de estructuraci\u00f3n de unidades f\u00edsicas establecidos en el anexo II del PO 3.1.
\n\u2013 En el caso de unidades f\u00edsicas constituidas por instalaciones renovables, de cogeneraci\u00f3n o residuos, dichas instalaciones han superado las pruebas de control de producci\u00f3n recogidas en el apartado 4 del presente procedimiento.
\nSi la unidad f\u00edsica cumple dichos requisitos, podr\u00e1 proceder a la realizaci\u00f3n de las pruebas, bajo las siguientes condiciones:
\n1. En el caso de unidades f\u00edsicas de capacidad m\u00e1xima de potencia activa superior a 1 MW, las pruebas para la participaci\u00f3n en los servicios de regulaci\u00f3n terciaria y provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n podr\u00e1n realizarse de manera individual o de manera conjunta, con otras unidades f\u00edsicas.
\n2. En el caso de unidades f\u00edsicas de capacidad m\u00e1xima de potencia activa inferior o igual a 1 MW, las pruebas para la participaci\u00f3n en los servicios de regulaci\u00f3n terciaria y provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n deber\u00e1n realizarse de manera conjunta con otras unidades f\u00edsicas.
\nLas unidades f\u00edsicas que soliciten realizar las pruebas de manera conjunta deber\u00e1n cumplir los siguientes requisitos:
\n\u2013 El conjunto de unidades f\u00edsicas deber\u00e1 estar adscrito al mismo centro de control de generaci\u00f3n y demanda y pertenecer a la misma unidad de programaci\u00f3n.
\n\u2013 La suma en valor absoluto de la capacidad m\u00e1xima de potencia activa del conjunto de unidades f\u00edsicas que realizan las pruebas de manera conjunta deber\u00e1 ser superior a 1 MW y no superior a 1.000 MW.
\n6.3 Pruebas para la participaci\u00f3n activa en los servicios de regulaci\u00f3n terciaria y de provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n.
\nEl sujeto titular de la unidad f\u00edsica, o su correspondiente representante, deber\u00e1 declarar un perfil de generaci\u00f3n o demanda, seg\u00fan corresponda, tal y como se define a continuaci\u00f3n:
\n\u2013 Unidades f\u00edsicas de generaci\u00f3n y unidades f\u00edsicas de almacenamiento incluidas en una unidad de programaci\u00f3n de generaci\u00f3n: el perfil generador de estas unidades f\u00edsicas ser\u00e1 como el que se refleja en la figura (opci\u00f3n 1 u opci\u00f3n 2), con valores iguales o inferiores a la potencia m\u00e1xima de la unidad f\u00edsica e iguales o superiores al valor de potencia m\u00ednima de la misma, definidos en el apartado 6.1.
\n\u2013 Unidades f\u00edsicas de demanda y unidades f\u00edsicas de almacenamiento pertenecientes a una unidad de programaci\u00f3n de demanda: el perfil de demanda de estas unidades f\u00edsicas ser\u00e1 como el reflejado en la figura (opci\u00f3n 1 u opci\u00f3n 2), con valores iguales o inferiores a la potencia m\u00e1xima de la unidad f\u00edsica e iguales o superiores al valor de potencia m\u00ednima de la unidad f\u00edsica, todos ellos en valor absoluto, definidos en el apartado 6.1.
\nEl centro de control de generaci\u00f3n y demanda al que est\u00e9 adscrita la unidad f\u00edsica deber\u00e1 comunicar con suficiente antelaci\u00f3n al OS los per\u00edodos de programaci\u00f3n en los que la unidad f\u00edsica ha establecido un programa de entrega o toma de energ\u00eda, seg\u00fan corresponda, espec\u00edficamente destinado a la realizaci\u00f3n de estas pruebas, as\u00ed como los valores de dichos programas y el tipo y opci\u00f3n de perfil elegido.
\nSe detalla a continuaci\u00f3n el proceso correspondiente a la opci\u00f3n 1 de la figura:
\n1. Comenzando en un punto de funcionamiento igual o inferior a la potencia m\u00e1xima de la unidad f\u00edsica e igual o superior a su potencia m\u00ednima, la unidad f\u00edsica incrementar\u00e1 su generaci\u00f3n o consumo lo m\u00e1s r\u00e1pido posible hasta alcanzar el valor de potencia m\u00e1xima. Una vez alcanzado dicho valor, la unidad f\u00edsica deber\u00e1 mantenerse durante al menos 15 minutos a potencia m\u00e1xima.
\nEn el caso de conjuntos de unidades f\u00edsicas de instalaciones de producci\u00f3n incluidas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del Art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio, la potencia m\u00e1xima deber\u00e1 ser coherente con la telemedida enviada para el correspondiente conjunto de unidades f\u00edsicas, y no deber\u00e1 ser en ning\u00fan caso inferior al 25% de la suma de la capacidad m\u00e1xima de potencia del conjunto de unidades f\u00edsicas que hayan solicitado la realizaci\u00f3n de las pruebas de manera conjunta.
\n2. A continuaci\u00f3n, se realizar\u00e1 una bajada de carga en la que la unidad f\u00edsica reducir\u00e1 su generaci\u00f3n o consumo lo m\u00e1s r\u00e1pidamente posible hasta alcanzar el valor de potencia m\u00ednima. Una vez alcanzado dicho valor, la unidad f\u00edsica deber\u00e1 mantenerse en este punto durante al menos 15 minutos.
\n3. Posteriormente, se realizar\u00e1 una subida de generaci\u00f3n o consumo hasta alcanzar nuevamente la potencia m\u00e1xima, momento en el que se dar\u00e1 por finalizada la prueba.<\/p>\n

El proceso de prueba de rampas de respuesta correspondiente al perfil de la opci\u00f3n 2 mostrada en la figura ser\u00e1 semejante al descrito para la opci\u00f3n 1, modificando el orden de programaci\u00f3n de la subida y bajada de potencia. En caso de que la unidad f\u00edsica elija un perfil de opci\u00f3n 2 para la realizaci\u00f3n de la prueba de rampas, \u00e9sta comenzar\u00e1 con la programaci\u00f3n de bajada hasta potencia m\u00ednima, continuando con la programaci\u00f3n de subida hasta potencia m\u00e1xima. El proceso finalizar\u00e1 al alcanzar de nuevo el valor de potencia m\u00ednima desde potencia m\u00e1xima.
\nLas unidades f\u00edsicas que deseen registrar un valor nulo de potencia a subir o a bajar deber\u00e1n comunic\u00e1rselo al OS antes del inicio de las pruebas.
\nCon los resultados de estas pruebas y mediante las telemedidas enviadas al OS por el centro de control de generaci\u00f3n y demanda al que est\u00e9 adscrita la unidad f\u00edsica, se determinar\u00e1n los valores de rampas de respuesta de la unidad f\u00edsica ante los requerimientos de modificaci\u00f3n de su punto de funcionamiento, en la franja de potencia comprendida entre su potencia m\u00ednima y su potencia m\u00e1xima, definidas en el apartado 6.1.
\nLos valores obtenidos, en base a las pruebas realizadas, se incorporar\u00e1n a la base de datos del OS, y ser\u00e1n:
\n\u2013 Los rangos de potencia a subir y a bajar, desde potencia m\u00ednima hasta la potencia m\u00e1xima de la unidad f\u00edsica, para su participaci\u00f3n como proveedora en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria. Dichos rangos se obtendr\u00e1n a partir del valor de variaci\u00f3n de potencia en 15 minutos de rampa de subida y el valor de variaci\u00f3n de potencia en 15 minutos de rampa de bajada, registrados durante la prueba. Dichos rangos podr\u00e1n ser diferentes e incluso nulos.
\n\u2013 Los rangos de potencia a subir y a bajar, desde potencia m\u00ednima hasta la potencia m\u00e1xima de la unidad f\u00edsica, para su participaci\u00f3n como proveedora en el servicio de provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n. Dichos rangos se obtendr\u00e1n a partir del valor de variaci\u00f3n de potencia en 30 minutos de rampa de subida y el valor de variaci\u00f3n de potencia en 30 minutos de rampa de bajada, registrados durante la prueba. Dichos rangos podr\u00e1n ser diferentes e incluso nulos.
\n6.4 Condiciones de repetici\u00f3n de pruebas de unidades f\u00edsicas pertenecientes a unidades de programaci\u00f3n previamente habilitadas.
\nLas condiciones de repetici\u00f3n de pruebas detalladas en el presente apartado ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n a todas las unidades f\u00edsicas habilitadas para la prestaci\u00f3n de los servicios de regulaci\u00f3n terciaria y provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n, sin perjuicio de si superaron las pruebas para la participaci\u00f3n en estos servicios previamente o posteriormente a la aprobaci\u00f3n del presente procedimiento de operaci\u00f3n.
\nCualquier modificaci\u00f3n de variables de control que afecten a los valores registrados en las pruebas establecidas para la participaci\u00f3n en estos servicios deber\u00e1 ser comunicada al OS a la mayor brevedad posible por el centro de control de generaci\u00f3n y demanda al que se encuentre adscrita la unidad f\u00edsica afectada.
\nLas unidades f\u00edsicas o unidades de programaci\u00f3n previamente habilitadas para la prestaci\u00f3n de los servicios de regulaci\u00f3n terciaria y provisi\u00f3n de RR deber\u00e1n repetir las pruebas para la participaci\u00f3n en dichos servicios en los siguientes casos:
\n\u2013 Por modificaciones de los requisitos t\u00e9cnicos o de disponibilidad, o de los equipos, de una unidad f\u00edsica habilitada, si estos suponen una variaci\u00f3n en la respuesta de rampa incompatible con los tiempos de activaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n terciaria o del proceso europeo de activaci\u00f3n e intercambio de energ\u00edas de balance del producto RR. En este caso, solo la unidad f\u00edsica afectada deber\u00e1 repetir las pruebas si se considera necesario.
\n\u2013 Por variaciones de potencia activa habilitada de la unidad de programaci\u00f3n, incluyendo la inclusi\u00f3n o exclusi\u00f3n de unidades f\u00edsicas en la misma cuando cumplan:
\no
\nDonde:
\n: Potencia activa habilitada de la unidad de programaci\u00f3n correspondiente a aquellas unidades f\u00edsicas habilitadas que no han superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria y en el proceso europeo de activaci\u00f3n e intercambio de energ\u00edas de balance del producto RR.
\n: Potencia activa habilitada de la unidad de programaci\u00f3n para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria y en el proceso europeo de activaci\u00f3n e intercambio de energ\u00edas de balance del producto RR, correspondiente a todas las unidades f\u00edsicas habilitadas que la conforman, hayan superado o no las pruebas. Se cumple que: = + .
\n: Potencia activa habilitada de la unidad de programaci\u00f3n correspondiente a las unidades f\u00edsicas habilitadas que han superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria y en el proceso de europeo de activaci\u00f3n e intercambio de energ\u00edas de balance del producto RR.
\nEl valor de :<\/p>\n

Donde se calcula de la siguiente forma:<\/p>\n

\u2013 Para los primeros 10 MW, = .
\n\u2013 Para los siguientes 10 MW (hasta 20 MW), = .
\n\u2013 Para los siguientes 10 MW (hasta 30 MW), = .
\n\u2013 Para el resto de casos, = .
\nEn caso de inclusi\u00f3n de una nueva unidad f\u00edsica que desee habilitarse para la prestaci\u00f3n del servicio dentro de la unidad de programaci\u00f3n ya habilitada, solo se considerar\u00e1 que ha superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria y en el proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance RR si lo ha hecho de manera individual o si todas las unidades f\u00edsicas que pasaron las pruebas de forma conjunta se incluyen en la misma unidad de programaci\u00f3n.
\nEn caso de exclusi\u00f3n de la unidad de programaci\u00f3n de unidades f\u00edsicas habilitadas para la prestaci\u00f3n del servicio que formen parte de un conjunto que ha superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria y en el proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance RR de manera conjunta, se considerar\u00e1 que todas las unidades f\u00edsicas que componen el conjunto no han superado las pruebas si dicha exclusi\u00f3n modifica la composici\u00f3n del mismo.
\nConforme a lo anterior, cualquier modificaci\u00f3n en la composici\u00f3n de un conjunto de unidades f\u00edsicas habilitadas que ha superado las pruebas para la participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria y en el proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance RR de manera conjunta implicar\u00e1 que todas las unidades f\u00edsicas que lo componen no han superado las pruebas. En cualquier caso, el OS valorar\u00e1 la significatividad que la modificaci\u00f3n del conjunto tiene sobre la unidad de programaci\u00f3n para aplicar lo anterior, pudiendo aplicar excepciones en el caso de variaciones de potencia habilitada reducidas.
\nLos ratios anteriores se aplicar\u00e1n de manera independiente a la potencia habilitada a subir y la potencia habilitada a bajar de la unidad f\u00edsica y de la unidad de programaci\u00f3n.
\nEn el caso de unidades f\u00edsicas que engloben una \u00fanica instalaci\u00f3n, los cambios de comercializadora y\/o de centro de control no afectar\u00e1n a la valoraci\u00f3n de dicha unidad f\u00edsica como apta para prestar los servicios de regulaci\u00f3n terciaria y provisi\u00f3n de RR. En el caso de unidades f\u00edsicas formadas por un conjunto de instalaciones, los cambios de comercializadora y\/o de centro de control solo requerir\u00e1n la repetici\u00f3n de pruebas si el sujeto comunica al OS la necesidad de modificar la potencia habilitada de las unidades f\u00edsicas afectadas y el c\u00e1lculo del ratio derivado de dicha modificaci\u00f3n hace necesaria la repetici\u00f3n de pruebas.
\nDe ser necesaria la repetici\u00f3n de pruebas para la participaci\u00f3n en los servicios de regulaci\u00f3n terciaria y provisi\u00f3n de reservas de sustituci\u00f3n, \u00e9sta se llevar\u00e1 a cabo hasta cumplir = 0 MW, de manera que no exista en la unidad de programaci\u00f3n ninguna unidad f\u00edsica habilitada que no haya superado las pruebas.
\nLa repetici\u00f3n de las pruebas se realizar\u00e1 respetando los requisitos recogidos en el apartado 6.2.
\n7. Funcionamiento de las instalaciones durante el periodo de pruebas preoperacionales.
\n7.1 Requisitos previos.
\nLas pruebas preoperacionales de funcionamiento de instalaciones que lleven asociada la conexi\u00f3n de instalaciones de producci\u00f3n a la red de transporte, o bien a la red de distribuci\u00f3n cuando su capacidad m\u00e1xima de potencia activa registrada es superior a 50 MW, y con independencia de que den lugar o no a entregas de energ\u00eda al sistema el\u00e9ctrico, deber\u00e1n ser previamente autorizadas por el OS.
\nComo paso previo para la Aprobaci\u00f3n de Puesta en Servicio para pruebas preoperacionales de funcionamiento (APESp), el OS verificar\u00e1 el cumplimiento de los siguientes requisitos:
\n1. Acreditaci\u00f3n de la toma de raz\u00f3n en el registro PRETOR de la inscripci\u00f3n previa en el RAIPEE.
\n2. Alta de la correspondiente unidad de venta de energ\u00eda.
\n3. En el caso de instalaciones conectadas a la red de distribuci\u00f3n:
\na) Cumplimiento de todos los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico relativos a las caracter\u00edsticas de la instalaci\u00f3n de medida, verificaci\u00f3n de los equipos de medida, alta en el concentrador principal y recepci\u00f3n de las medidas del correspondiente punto frontera en el Sistema de Medidas El\u00e9ctricas (SIMEL), de acuerdo a los procedimientos de operaci\u00f3n vigentes, con detalle, en su caso, del c\u00f3digo de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n a efectos de liquidaci\u00f3n (CIL).
\nb) Disponibilidad en el sistema de control de energ\u00eda del OS de las telemedidas en tiempo real de la instalaci\u00f3n requeridas en los procedimientos de operaci\u00f3n.
\nc) Verificaci\u00f3n de la integraci\u00f3n de la instalaci\u00f3n en un centro de control, habilitado por el OS, que act\u00fae como interlocutor con el OS para la operaci\u00f3n en tiempo real, seg\u00fan se establece en los procedimientos de operaci\u00f3n.
\nd) Disponibilidad en la base de datos del OS de toda la informaci\u00f3n estructural de la instalaci\u00f3n requerida en esta fase previa a la operaci\u00f3n comercial, con arreglo a lo dispuesto en los correspondientes procedimientos de operaci\u00f3n.
\ne) Certificaci\u00f3n del distribuidor en cuya red evacue la instalaci\u00f3n, del cumplimiento de los procedimientos de acceso y conexi\u00f3n a la red de distribuci\u00f3n.
\n4. En el caso de instalaciones conectadas a la red de transporte, cumplimiento de los procedimientos de acceso y conexi\u00f3n a la red de transporte establecidos en la normativa vigente, debiendo cumplir as\u00ed, entre otros, los siguientes requisitos:
\na) Haber suscrito el contrato t\u00e9cnico de acceso con el transportista propietario del punto de conexi\u00f3n a la red de transporte, de acuerdo con la normativa vigente.
\nb) Cumplimiento de todos los requerimientos establecidos en los anteriores apartados 2.a), 2.b), 2.c) y 2.d).
\nEstos requisitos se podr\u00e1n ver modificados por el Real Decreto por el que se regulan aspectos necesarios para la implementaci\u00f3n de los C\u00f3digos de Red europeos de conexi\u00f3n.
\n7.2 Fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento.
\n7.2.1 Comunicaci\u00f3n al OS del plan de pruebas previsto por el grupo.
\nCon independencia de que la instalaci\u00f3n participe o no directamente en el mercado para gestionar sus entregas de energ\u00eda durante la fase de pruebas preoperacionales, el participante del mercado asociado a la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n deber\u00e1 facilitar al OS, y tambi\u00e9n al distribuidor, cuando la instalaci\u00f3n est\u00e9 conectada a la red de distribuci\u00f3n, con car\u00e1cter semanal, antes de la hora de cierre de mercado diario de cada viernes y para el horizonte que abarca toda la semana siguiente (de s\u00e1bado a viernes, inclusive), el programa previsto para la ejecuci\u00f3n de las pruebas preoperacionales de funcionamiento, en el que se detalle:
\n\u2013 Fecha y hora prevista de inicio de cada prueba.
\n\u2013 Informaci\u00f3n general sobre el tipo de pruebas que est\u00e1 previsto realizar.
\n\u2013 Programa de pruebas: energ\u00eda prevista en cada periodo de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Fecha y hora prevista de finalizaci\u00f3n de cada prueba.
\n\u2013 Consecuencias que se derivar\u00edan de un posible requerimiento de modificaci\u00f3n del programa de pruebas previsto, para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, sobre el propio programa de pruebas y su incidencia en la fecha prevista de inicio de la operaci\u00f3n comercial del grupo.
\nEl participante del mercado asociado a la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n deber\u00e1 comunicar al OS, a la mayor brevedad posible, todas aquellas modificaciones que afecten al plan semanal de pruebas previamente comunicado.
\nEn particular, y con independencia de que haya gestionado o no sus programas de entrega de energ\u00eda en el mercado diario, el participante del mercado asociado a la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n en fase de pruebas preoperacionales deber\u00e1 facilitar al OS la informaci\u00f3n actualizada de las previsiones de entrega de energ\u00eda a la red para el d\u00eda D antes de la hora l\u00edmite establecida para la publicaci\u00f3n del PDBF.
\nEsta informaci\u00f3n deber\u00e1 ser remitida conforme a los medios establecidos en el anexo II de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\n7.2.2 Comunicaci\u00f3n de desv\u00edos e indisponibilidades.
\nEn los casos en los que los programas de entrega de energ\u00eda sean gestionados directamente en el mercado de producci\u00f3n espa\u00f1ol, el participante del mercado asociado a la instalaci\u00f3n deber\u00e1 comunicar al OS, de forma inmediata, cualquier desv\u00edo de producci\u00f3n respecto al programa que represente o vaya a representar una variaci\u00f3n superior a 30 MWh con respecto al valor del programa previsto con anterioridad para la unidad, debiendo explicitar adem\u00e1s el participante del mercado asociado a la correspondiente unidad de venta de energ\u00eda, la duraci\u00f3n prevista para este desv\u00edo.
\nTodas las instalaciones de producci\u00f3n en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento, una vez que hayan finalizado satisfactoriamente las pruebas de funcionamiento continuo a plena carga durante 100 horas, deber\u00e1n comunicar al OS todas aquellas indisponibilidades de potencia activa y\/o de potencia reactiva que afecten o puedan afectar a su capacidad de generaci\u00f3n.
\n7.2.3 Participaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n durante la fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento en los procesos de operaci\u00f3n del sistema.
\n7.2.3.1 Proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nLas instalaciones de producci\u00f3n en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento podr\u00e1n presentar ofertas espec\u00edficas para la resoluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas.
\nLa participaci\u00f3n en este proceso para las instalaciones en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento seguir\u00e1 los siguientes criterios:
\n\u2013 Participaci\u00f3n en la fase 1 del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF: modificaci\u00f3n del programa PDBF por criterios de seguridad. En esta fase 1, para la resoluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas identificadas en el PDBF, el OS podr\u00e1 aplicar limitaciones de producci\u00f3n m\u00ednima, de acuerdo con el procedimiento de operaci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, sobre el programa de producci\u00f3n de aquellas instalaciones en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento que hayan presentado oferta de restricciones de venta de energ\u00eda, que representen un aumento de la energ\u00eda programada en el PDBF para dicha unidad.
\nSi en esta fase 1 del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF, resultase necesario reducir producci\u00f3n para la soluci\u00f3n de las restricciones identificadas, estas modificaciones no afectar\u00e1n al programa de producci\u00f3n, o a la previsi\u00f3n de entregas de energ\u00eda comunicada para los grupos que est\u00e9n realizando pruebas preoperacionales de funcionamiento, siempre y cuando existan otros medios para resolver las restricciones t\u00e9cnicas identificadas.
\nEn caso de que no se disponga de otros medios para la soluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas del PDBF, por razones de seguridad del sistema el OS proceder\u00e1 a solicitar, en primer lugar, la reducci\u00f3n de la producci\u00f3n de aquellas instalaciones en fase de pruebas preoperacionales que hayan comunicado \u00fanicamente previsiones de entregas de energ\u00eda, y no programas espec\u00edficos de producci\u00f3n establecidos mediante participaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n y\/o contrataci\u00f3n bilateral. Cuando la anterior reducci\u00f3n de producci\u00f3n no sea suficiente, el OS proceder\u00e1 a aplicar tambi\u00e9n limitaciones de producci\u00f3n m\u00e1xima sobre los programas de producci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n en fase de pruebas preoperacionales que hayan presentado una oferta de restricciones para la reducci\u00f3n de su programa, y por \u00faltimo, sobre los programas de producci\u00f3n de las instalaciones en fase de pruebas preoperacionales que no hayan presentado dicha oferta, si bien, en ambos casos, estas limitaciones no generar\u00e1n redespachos de energ\u00eda, salvo en tiempo real, en caso de mantenerse aplicadas estas limitaciones de seguridad por persistir las condiciones desfavorables.
\nPara la aplicaci\u00f3n de estas limitaciones de producci\u00f3n m\u00e1xima, en caso de verse afectado m\u00e1s de un grupo en fase de pruebas preoperacionales con programa de producci\u00f3n que haya presentado una oferta espec\u00edfica de restricciones para la reducci\u00f3n de su programa de producci\u00f3n, el OS tendr\u00e1 en cuenta el orden de m\u00e9rito de las ofertas de compra de energ\u00eda presentadas para la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas. Cuando coincidan varias ofertas al mismo precio o m\u00e1s de un grupo en fase de pruebas preoperacionales que no haya presentado oferta, el OS tendr\u00e1 en cuenta la fase concreta de pruebas en la que se encuentre cada uno de estos grupos y los planes de pruebas comunicados, al objeto de aplicar aquella soluci\u00f3n de restricciones que lleve asociado la menor perturbaci\u00f3n posible de los programas de pruebas comunicados para estos grupos.
\n\u2013 Participaci\u00f3n en la fase 2 del proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF: reequilibrio de producci\u00f3n y demanda. En esta fase 2 participar\u00e1n aquellas instalaciones de producci\u00f3n en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento que hayan presentado oferta de restricciones t\u00e9cnicas, conforme al procedimiento de operaci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\n\u2013 Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real: en caso de que, ante situaciones de emergencia o por razones de urgencia, no existan recursos de generaci\u00f3n disponibles en el sistema para resolver las restricciones t\u00e9cnicas identificadas, el OS podr\u00e1 solicitar a las instalaciones de producci\u00f3n en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento, el incremento o la reducci\u00f3n de su programa de producci\u00f3n, utilizando para ello las ofertas espec\u00edficas de restricciones presentadas por dichas instalaciones y, en su defecto, en aplicaci\u00f3n del mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n establecido en los procedimientos de operaci\u00f3n.
\nPara la aplicaci\u00f3n de este mecanismo, en caso de verse afectado m\u00e1s de un grupo en fase de pruebas preoperacionales, el OS tendr\u00e1 en cuenta las ofertas de restricciones que hayan sido presentadas para dichas instalaciones y el orden de m\u00e9rito de las mismas, y en su defecto o cuando coincidan m\u00e1s de una oferta al mismo precio, la fase concreta de pruebas en que se encuentre cada uno de estos grupos y los planes de pruebas comunicados, al objeto de aplicar aquella soluci\u00f3n que lleve asociada la menor perturbaci\u00f3n posible de los programas de pruebas comunicados para estos grupos.
\nEn caso de que puedan participar varias instalaciones de producci\u00f3n en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento y no hayan presentado oferta espec\u00edfica de restricciones, el OS proceder\u00e1 a modificar prioritariamente los programas de producci\u00f3n de aquellas instalaciones que hayan presentado la correspondiente oferta de restricciones.
\n7.2.4 Prestaci\u00f3n de servicios de balance y participaci\u00f3n en el proceso de activaci\u00f3n e intercambio de energ\u00edas de balance del producto RR.
\nLas instalaciones de producci\u00f3n en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento no podr\u00e1n participar en los servicios de balance y control de tensi\u00f3n de la Red de Transporte hasta su inscripci\u00f3n definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nLos grupos en pruebas preoperacionales no podr\u00e1n integrarse en una zona de regulaci\u00f3n secundaria antes de estar inscritos con car\u00e1cter definitivo en el registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nDurante la operaci\u00f3n en tiempo real, por razones de seguridad del sistema, y como \u00faltimo recurso cuando no se disponga de otros medios, el OS podr\u00e1, en aplicaci\u00f3n del mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n, utilizar la reserva de regulaci\u00f3n terciaria disponible en los grupos en pruebas preoperacionales.
\nAsimismo, el OS podr\u00e1 requerir en estas condiciones su participaci\u00f3n en el servicio de control de tensi\u00f3n de la Red de Transporte, siempre y cuando la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n se encuentre en condiciones t\u00e9cnicas de poder contribuir a la regulaci\u00f3n de tensi\u00f3n.
\nAnexo I
\nDocumento de Requerimientos de Centros de Control
\n1. Requerimientos Centro de Control
\nEn el presente cuestionario se detallan los requerimientos t\u00e9cnicos y funcionales que el sistema de control del despacho el\u00e9ctrico de un sujeto del sistema debe cumplir para hacer posible el cumplimiento de los requisitos establecidos en los Procedimientos de Operaci\u00f3n 7.2 y 9 y as\u00ed, establecerse como zona de regulaci\u00f3n de la Regulaci\u00f3n Compartida Peninsular.
\nEstos requerimientos, de acuerdo con su repercusi\u00f3n en el cumplimiento de los citados Procedimientos de Operaci\u00f3n, se clasifican en:
\nO: De cumplimiento Obligatorio.
\nR: De cumplimiento Recomendado.
\nI: Informativo.
\nTodos los requerimientos deben ser obligatoriamente respondidos, incluidos los informativos. En un documento independiente se podr\u00e1n hacer las aclaraciones y matizaciones que se estimen pertinentes a cada uno de los requisitos.
\n2. Requisitos t\u00e9cnicos del sistema de control del sujeto del sistema
\nAlimentaci\u00f3n de los equipos:
\nO.1.a Disponen de alimentaci\u00f3n ininterrumpida:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nI.1.a Tiempo de autonom\u00eda funcionando con bater\u00edas (minutos):
\nRedundancia y disponibilidad del Sistema de Control:
\nO.2.a Dispone de Hardware duplicado para evitar el fallo simple del mismo:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nR.2.a Conmutaci\u00f3n autom\u00e1tica ante fallo Hardware o Software:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nR.2.b Disponibilidad (%) del Sistema mayor del 99,5 %.
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nComunicaciones con las estaciones de generaci\u00f3n:
\nR.3.a Redundancia de comunicaciones con los equipos de captaci\u00f3n en las estaciones de generaci\u00f3n:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nR.3.b Redundancia a trav\u00e9s de v\u00edas independientes.
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nR.3.c Redundancia a trav\u00e9s de proveedores independientes.
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nR3.d Disponibilidad de comunicaci\u00f3n con las estaciones de generaci\u00f3n del 99,5%.
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nComunicaciones con los Centros de Control de REE:
\nO.4.a Redundancia de comunicaciones con ambos Centros de Control de REE (CECOEL y CECORE):
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nO.4.b Redundancia a trav\u00e9s de v\u00edas independientes.
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nR.4.a Redundancia a trav\u00e9s de proveedores independientes.
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nO.4.c Dispone de l\u00ednea de voz dedicada con el Centro de Control de REE.
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nR3.b Disponibilidad de comunicaci\u00f3n con los Centros de Control de REE del 99,5%.
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\n3. Requisitos funcionales del sistema de control del sujeto del sistema
\nMedidas de Generaci\u00f3n:
\nO.5.a Periodicidad de captaci\u00f3n de telemedidas (obligatorio igual a 4 segundos):
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nR.5.a Clase de precisi\u00f3n en la captaci\u00f3n de las telemedidas (recomendado 0,5):
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nProtocolo de Comunicaciones con los Centros de Control del OS:
\nO.6.a Protocolo ICCP:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nO.6.b Bloque 1 y 2 disponibles:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nO.6.c Periodicidad de env\u00edo peri\u00f3dico (4 seg):
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nO.6.d Asociaci\u00f3n \u00fanica para cliente\/servidor:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nO.6.e Compatibilidad con versi\u00f3n 1996-08:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nAGC:
\nO.7.a El AGC dispone de frecuenc\u00edmetro:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nO.7.b El AGC tiene capacidad de intercambiar con el Regulador Maestro las se\u00f1ales recogidas en este anexo 1:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nO.7.c El AGC procesa las se\u00f1ales recibidas del regulador Maestro de REE de acuerdo con el algoritmo recogido en la Descripci\u00f3n T\u00e9cnica de la RCP:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\n4. Requisitos operacionales del despacho
\nO.8.a Dispone de turno de Operaci\u00f3n 24 horas:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nO.8.b Dispone de personal de atenci\u00f3n permanente ante fallos del sistema.
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nR.8.a Tiempo de respuesta garantizado ante incidencias, menor de 60 min:
\nSi \u25a1 No \u25a1.
\nI.8.a Caso de tiempo de respuesta ante incidencias mayor de 60 min, indicar tiempo:
\nAnexo II
\nSolicitud de realizaci\u00f3n de pruebas al OS
\nTodas las solicitudes de realizaci\u00f3n de pruebas a las que hace referencia este procedimiento de operaci\u00f3n deber\u00e1n ser remitidas al OS por el centro de control al que se encuentre adscrita la instalaci\u00f3n, agrupaci\u00f3n o unidad f\u00edsica solicitante, o, en el caso de las pruebas preoperacionales de funcionamiento, por el participante de mercado asociado a la instalaci\u00f3n por los medios que el OS indique a trav\u00e9s de su p\u00e1gina Web.
\n1. Pruebas de control de producci\u00f3n.
\nEl OS dispondr\u00e1 de un plazo m\u00e1ximo de 3 meses desde la recepci\u00f3n de la solicitud para llevar a cabo la realizaci\u00f3n de estas pruebas, y comunicar\u00e1 el resultado de las pruebas al centro de control al que est\u00e1 adscrita la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n.
\nEn caso de que la instalaci\u00f3n o agrupaci\u00f3n no haya superado las pruebas, podr\u00e1 repetirlas, contactando, en su caso con el OS para acordar una nueva fecha.
\n2. Pruebas para la participaci\u00f3n en los servicios de balance.
\nCon la solicitud de realizaci\u00f3n de las pruebas para la participaci\u00f3n en los servicios de balance se deber\u00e1 incluir la informaci\u00f3n requerida de acuerdo a la normativa de aplicaci\u00f3n.
\nA partir de la recepci\u00f3n de la solicitud, el OS realizar\u00e1 una evaluaci\u00f3n inicial sobre el cumplimiento de los requisitos previos necesarios para la realizaci\u00f3n de las pruebas, y comunicar\u00e1 el estado de la solicitud al solicitante en un plazo no superior a cinco d\u00edas h\u00e1biles.
\nAsimismo, el OS dispondr\u00e1 de un plazo de ocho semanas a partir de la recepci\u00f3n de la solicitud para confirmar si est\u00e1 completa. En caso de considerarse incompleta, el OS solicitar\u00e1 la informaci\u00f3n adicional requerida al centro de control de generaci\u00f3n y demanda al que se encuentre adscrita la unidad f\u00edsica solicitante, que deber\u00e1 ser aportada en un plazo no superior a cuatro semanas desde la recepci\u00f3n de dicha solicitud. Si no se facilita la informaci\u00f3n adicional dentro del plazo definido, la solicitud de realizaci\u00f3n de pruebas se considerar\u00e1 retirada.
\nEn el caso de unidades f\u00edsicas conectadas a la red de distribuci\u00f3n, el gestor de dicha red podr\u00e1 expresar su conformidad o no conformidad al estado de la solicitud, en funci\u00f3n de la informaci\u00f3n por ellas aportada. El alcance de la informaci\u00f3n a intercambiar entre las unidades f\u00edsicas conectadas a la red de distribuci\u00f3n y los GRDs ser\u00e1 el definido en la normativa de aplicaci\u00f3n. Para ello, el OS remitir\u00e1 la informaci\u00f3n estructural de la unidad f\u00edsica que solicita realizar las pruebas al gestor de la red de distribuci\u00f3n, que dispondr\u00e1 de 2 semanas desde la recepci\u00f3n de la misma para llevar a cabo su evaluaci\u00f3n y valoraci\u00f3n. En caso de no hacerlo, se considerar\u00e1 que el gestor de la red de distribuci\u00f3n ha expresado su conformidad al estado de la solicitud. Si la valoraci\u00f3n del GRD es negativa, deber\u00e1 remitir al OS las razones de la misma, que ser\u00e1n transmitidas al centro de control de generaci\u00f3n y demanda al que est\u00e9 adscrita la unidad f\u00edsica para que realice las modificaciones pertinentes sobre la informaci\u00f3n aportada o proporcione la informaci\u00f3n adicional requerida.
\nSi por condiciones de explotaci\u00f3n de la red de distribuci\u00f3n, el gestor de la red de distribuci\u00f3n a cuya red se conecta la unidad f\u00edsica detecta la existencia de otro gestor de la red de distribuci\u00f3n intermedio, deber\u00e1 notificar y coordinar con este \u00faltimo la valoraci\u00f3n de la solicitud.
\nUna vez que el OS expresa su conformidad a la realizaci\u00f3n de las pruebas, \u00e9stas se llevar\u00e1n a cabo en un plazo m\u00e1ximo de tres meses desde esta comunicaci\u00f3n y, en todo caso, deber\u00e1n comenzar con al menos 15 d\u00edas de antelaci\u00f3n respecto a la finalizaci\u00f3n del plazo m\u00e1ximo de realizaci\u00f3n de las mismas.
\n3. Pruebas preoperacionales de funcionamiento.
\nAdem\u00e1s de la correspondiente solicitud de realizaci\u00f3n de pruebas, el participante del mercado asociado a la instalaci\u00f3n en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento deber\u00e1 comunicar y actualizar el plan de pruebas.
\nEl OS verificar\u00e1 el cumplimiento de los requisitos previos necesarios para la realizaci\u00f3n de las pruebas y comunicar\u00e1 el cumplimiento o incumplimiento de los mismos. En caso de cumplimiento, el OS emitir\u00e1 la correspondiente aprobaci\u00f3n de pruebas preoperacionales de funcionamiento.
\nEn el caso de que la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n est\u00e9 conectada a la red de distribuci\u00f3n, el OS informar\u00e1 al distribuidor que gestiona la red a la que se conecta la instalaci\u00f3n de la aprobaci\u00f3n para la realizaci\u00f3n de las pruebas preoperacionales de funcionamiento en dicha instalaci\u00f3n.
\nEn caso de participaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n, las comunicaciones de indisponibilidades, desv\u00edos comunicados, participaci\u00f3n en el proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y resto de intercambios de informaci\u00f3n relacionados con el proceso de programaci\u00f3n ser realizar\u00e1n mediante los mensajes establecidos en el documento de intercambio de informaci\u00f3n OS-PM.
\nP.O. 3.9 SUSPENSI\u00d3N Y RESTABLECIMIENTO DE LAS ACTIVIDADES DE MERCADO
\n1. Objeto.
\nEste procedimiento establece las normas para la suspensi\u00f3n y el restablecimiento de las actividades de mercado, y las reglas de compensaci\u00f3n en caso de suspensi\u00f3n de las actividades de mercado previstas en el art\u00edculo 4, apartados 2 (e) y 2 (f) respectivamente, del Reglamento (UE) 2017\/2196 de la Comisi\u00f3n, de 24 de noviembre de 2017 por el que se establece un c\u00f3digo de red relativo a emergencia y reposici\u00f3n del servicio.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento es de aplicaci\u00f3n al Operador del Sistema (OS), al Operador del Mercado (OM) y a los participantes en el mercado.
\n3. Definiciones.
\nA efectos de este procedimiento de operaci\u00f3n se deber\u00e1n tener en cuenta los t\u00e9rminos y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad y en el Reglamento (UE) 2017\/2196 de la Comisi\u00f3n, de 24 de noviembre de 2017.
\nEn particular, los t\u00e9rminos correspondientes a:
\n\u2013 Plan de reposici\u00f3n (Restoration plan), se refiere a todas las medidas t\u00e9cnicas y organizativas necesarias para la reposici\u00f3n del sistema al estado normal.
\n\u2013 Actividades de Mercado: Aquellas enunciadas en el art\u00edculo 35, apartado 2 del Reglamento (UE) 2017\/2196 de la Comisi\u00f3n de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un c\u00f3digo de red relativo a emergencia y reposici\u00f3n del servicio.
\n\u2013 Mercados de los servicios de ajuste: los mercados de los servicios de ajuste incluyen los mercados de balance – servicios de balance asociados a la gesti\u00f3n de los productos de reserva de sustituci\u00f3n (RR por sus siglas en ingl\u00e9s), regulaci\u00f3n secundaria y regulaci\u00f3n terciaria \u2013 y las restricciones t\u00e9cnicas.
\n4. Procedimientos de suspensi\u00f3n y restablecimiento de las actividades de mercado.
\n4.1 Situaciones de suspensi\u00f3n de las actividades de mercado.
\nLos art\u00edculos 35, 36 y 37 del Reglamento (UE) 2017\/2196 establecen las situaciones en las que el OS podr\u00e1 suspender temporalmente una o varias de las actividades de mercado y su restablecimiento.
\nSe definen dos situaciones de las establecidas en el Reglamento (UE) 2017\/2196 en las que podr\u00eda llegar a ser necesaria la suspensi\u00f3n de una o varias de las actividades de mercado:
\na) La red de transporte est\u00e1 en estado de reposici\u00f3n.
\nb) Las herramientas y medios de comunicaci\u00f3n que el TSO necesita para realizar las actividades de mercado no est\u00e9n disponibles.
\n4.2 Coordinaci\u00f3n para la suspensi\u00f3n y el restablecimiento de las actividades de mercado.
\nCuando se suspendan temporalmente una o varias actividades de mercado y para el restablecimiento de dichas actividades, conforme a lo establecido en el art\u00edculo 35, apartado 5 del Reglamento (UE) 2017\/2196, el OS se coordinar\u00e1 con:
\na) El Operador del Mercado.
\nb) Los Operadores de los sistemas el\u00e9ctricos de la regi\u00f3n de c\u00e1lculo de la capacidad de intercambio South West Europe (SWE), y.
\nc) El responsable del c\u00e1lculo de la capacidad de intercambio en la regi\u00f3n SWE.
\n4.3 Comunicaci\u00f3n de informaci\u00f3n en los procesos de suspensi\u00f3n y restablecimiento de las actividades de mercado.
\nAdicionalmente a las entidades enumeradas en el apartado 4.2, durante los procesos de suspensi\u00f3n y restablecimiento de las actividades de mercado, conforme a lo establecido en el art\u00edculo 38, apartado 2 del Reglamento (UE) 2017\/2196, la informaci\u00f3n relevante se enviar\u00e1 a las siguientes entidades:
\na) Participantes en el mercado.
\nb) Los operadores de los sistemas el\u00e9ctricos de Marruecos y Andorra.
\nc) Los responsables de la operaci\u00f3n de las plataformas europeas de balance, una vez est\u00e9n implementadas.
\nd) Los Gestores de la Red de Distribuci\u00f3n (GRDs).
\ne) Las autoridades reguladoras competentes.
\nLa comunicaci\u00f3n a los participantes en el mercado se har\u00e1 preferentemente a trav\u00e9s del Sistema de Informaci\u00f3n del Operador del Sistema (SIOS).
\n4.4 Procedimiento de suspensi\u00f3n con la red de transporte en estado de reposici\u00f3n.
\nCuando en un incidente el porcentaje de carga desconectada en el sistema peninsular espa\u00f1ol sea superior al 50% o el volumen de generaci\u00f3n desconectada sea superior a la reserva disponible tras el incidente que impida la recuperaci\u00f3n de la carga desconectada, el OS podr\u00e1 suspender los mercados de servicios de ajuste y solicitar al OM la suspensi\u00f3n de las actividades de mercado gestionadas por el mismo.
\nEn su evaluaci\u00f3n, el OS tendr\u00e1 en cuenta las zonas afectadas y la disponibilidad de los recursos.
\nEn todo caso, la posible suspensi\u00f3n de las actividades de mercado tendr\u00eda car\u00e1cter de soluci\u00f3n excepcional y de \u00faltimo recurso, siendo aplicada durante el tiempo indispensable para realizar una reposici\u00f3n de manera segura.
\nEl OS comunicar\u00e1 su mejor estimaci\u00f3n del tiempo necesario para el restablecimiento de las actividades de mercado y la actualizar\u00e1 cuando sea necesario.
\nEl OS adecuar\u00e1 a la nueva situaci\u00f3n las capacidades y los programas de intercambio de forma coordinada con los operadores de los de los sistemas el\u00e9ctricos vecinos.
\nEl OS se coordinar\u00e1 con el OM para el restablecimiento de las actividades del mercado intradiario que pudieran estar afectadas y que sean gestionadas por el OM.
\nEl OS coordinar\u00e1 con el OM la posible participaci\u00f3n en los procesos del mercado diario para el d\u00eda siguiente, valorando la situaci\u00f3n del sistema y la posibilidad de que la suspensi\u00f3n de las actividades de mercado pueda finalizar antes del inicio del d\u00eda siguiente.
\nEl OS valorar\u00e1 la posible participaci\u00f3n en las plataformas europeas de balance que est\u00e9n implementadas y sean ya utilizadas por el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.
\nHasta el restablecimiento de los mercados, el OS dar\u00e1 instrucciones a los participantes en el mercado en funci\u00f3n de la evoluci\u00f3n de la reposici\u00f3n del servicio, ajustando las capacidades y los programas de intercambio en coordinaci\u00f3n con los operadores de los sistemas el\u00e9ctricos vecinos mediante los mecanismos que se hayan definido con cada uno de ellos.
\n4.5 Procedimiento de suspensi\u00f3n cuando las herramientas y medios de comunicaci\u00f3n que el OS necesita para facilitar las actividades de mercado no est\u00e9n disponibles.
\nCuando se produzca una indisponibilidad del SIOS con una duraci\u00f3n de tiempo superior a 30 minutos, el OS podr\u00e1 suspender la provisi\u00f3n y asignaci\u00f3n de los mercados de los servicios de ajuste con excepci\u00f3n del mercado de regulaci\u00f3n secundaria. Hasta el restablecimiento, el OS llevar\u00e1 a cabo manualmente el balance, dando instrucciones a los participantes en el mercado mediante los medios de que disponga.
\nCuando se produzca una indisponibilidad del SIOS y el OS no pueda publicar el resultado del \u00faltimo mercado intradiario, los participantes en el mercado seguir\u00e1n los programas de la \u00faltima publicaci\u00f3n llevada a cabo por el Operador del Sistema. El Operador del Sistema deber\u00e1 informar a las entidades recogidas en el apartado 4.2.
\n4.6 Procedimiento de restablecimiento de las actividades de mercado.
\nEl OS comunicar\u00e1 al OM y a los operadores de los sistemas el\u00e9ctricos vecinos de la regi\u00f3n de c\u00e1lculo de la capacidad de intercambio SWE que el estado de la red y las herramientas y medios de comunicaci\u00f3n son los adecuados para llevar a cabo el restablecimiento de las actividades de mercado suspendidas.
\nEl OS en coordinaci\u00f3n con el OM y con los operadores de los sistemas el\u00e9ctricos vecinos de la regi\u00f3n de c\u00e1lculo de la capacidad de intercambio SWE, decidir\u00e1 en qu\u00e9 momento pueden restablecerse las actividades de mercado suspendidas.
\nEl OS informar\u00e1 con un preaviso m\u00ednimo de 15 minutos antes del cierre del correspondiente mercado de ajuste, a las entidades mencionadas en el apartado 4.3 que las actividades suspendidas de los mercados de los servicios de ajuste van a ser restablecidas.
\nEl OS informar\u00e1 al OM del restablecimiento de las actividades de mercado afectadas y el OM adoptar\u00e1 sus mejores esfuerzos para avisar a los Agentes del Mercado, preferiblemente con un preaviso de 30 minutos antes del cierre del correspondiente mercado, de que las actividades van a ser restablecidas.
\n5. Normas de liquidaci\u00f3n de desv\u00edos y liquidaci\u00f3n de energ\u00edas en caso de suspensi\u00f3n de las actividades de mercado.
\n5.1 Normas para la liquidaci\u00f3n en caso de suspensi\u00f3n de los mercados de electricidad.
\nDurante el tiempo que dure la suspensi\u00f3n, para aquellas actividades de mercado suspendidas y para los servicios de ajuste, se liquidar\u00e1 la medida de energ\u00eda de las unidades de programaci\u00f3n de generaci\u00f3n, de demanda y de almacenamiento al precio establecido en este apartado.
\nDurante el tiempo que dure la suspensi\u00f3n, y para aquellas actividades de mercado suspendidas, se computar\u00e1n los desv\u00edos entre sistemas el\u00e9ctricos respecto al \u00faltimo valor de programa disponible m\u00e1s cercano al tiempo real a efectos de proceder posteriormente a su compensaci\u00f3n.
\nLos precios de liquidaci\u00f3n de las entregas de energ\u00eda para cada periodo de programaci\u00f3n ser\u00e1n los precios del mercado diario de ese d\u00eda multiplicados por un factor de 1,15. En caso de que no exista tampoco precio del mercado diario, o \u00e9ste fuese negativo, se aplicar\u00e1 el valor medio aritm\u00e9tico de los precios positivos del mercado diario establecidos en el mismo periodo de programaci\u00f3n del \u00faltimo mes anterior disponible multiplicados por un factor de 1,15.
\nLos precios de liquidaci\u00f3n de las tomas de energ\u00eda para cada periodo de programaci\u00f3n ser\u00e1n los precios del mercado diario de ese d\u00eda multiplicados por un factor de 1,15. En caso de que no exista tampoco precio del mercado diario, o \u00e9ste fuese negativo, se aplicar\u00e1 el precio medio aritm\u00e9tico de los precios positivos del mercado diario establecidos en el mismo periodo de programaci\u00f3n del \u00faltimo mes anterior disponible multiplicados por un factor de 1,15. A este precio se a\u00f1adir\u00e1n los cargos y costes regulados establecidos en la normativa vigente.
\n5.2 Normas para la liquidaci\u00f3n en caso de suspensi\u00f3n cuando las herramientas y medios de comunicaci\u00f3n que el OS necesita para facilitar las actividades de mercado no est\u00e9n disponibles.
\nDurante el tiempo que dure la suspensi\u00f3n de los mercados de los servicios de balance, se liquidar\u00e1 la diferencia entre la medida del Sistema de Informaci\u00f3n de Medidas El\u00e9ctricas SIMEL y el programa de las unidades de generaci\u00f3n, de demanda y de almacenamiento al precio establecido en este apartado.
\nLos precios de liquidaci\u00f3n de la energ\u00eda asignada a los proveedores de servicios de balance como energ\u00eda de balance por los medios disponibles para el OS ser\u00e1 el valor medio de los precios positivos del correspondiente producto de balance en el mismo periodo de programaci\u00f3n del \u00faltimo mes anterior disponible.
\nLos desv\u00edos de energ\u00eda se liquidar\u00e1n al precio de desv\u00edo establecido en la normativa vigente considerando el precio de la energ\u00eda de balance asignada por los medios disponibles para el OS.
\n6. Liquidaci\u00f3n a precios distintos de los de referencia.
\nEl OS podr\u00e1 liquidar a precios distintos de los calculados en aplicaci\u00f3n del apartado 5 cuando as\u00ed se lo requiera la CNMC.
\nP.O. 7.2 REGULACI\u00d3N SECUNDARIA
\n1. Objeto.
\nEl objeto de este procedimiento es reglamentar el funcionamiento del servicio de balance de regulaci\u00f3n secundaria del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\nEn el mismo se establecen los criterios relativos a los siguientes aspectos:
\n\u2013 Asignaci\u00f3n diaria de banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2013 Provisi\u00f3n del servicio.
\n\u2013 Control y medida de la prestaci\u00f3n del servicio.
\n\u2013 Criterios de liquidaci\u00f3n econ\u00f3mica del servicio.
\nEn el anexo I de este procedimiento se recoge el funcionamiento de proceso de asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria por mecanismos de mercado (ofertas, requerimientos, validaciones y funcionamiento del algoritmo de asignaci\u00f3n).
\nEn el anexo II de este procedimiento se incluyen los criterios t\u00e9cnicos referentes al sistema de Regulaci\u00f3n Compartida Peninsular (RCP) y a las zonas de regulaci\u00f3n secundaria del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, mediante los cuales se realiza la provisi\u00f3n efectiva de este servicio.
\nLa aplicaci\u00f3n del proceso europeo de compensaci\u00f3n de desequilibrios (Imbalance Netting) se recoge en el anexo III de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento aplica al operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol (OS), a los proveedores de servicios de balance (Balancing Service Providers (BSPs), por sus siglas en ingl\u00e9s) habilitados por el OS conforme a lo establecido en la normativa de aplicaci\u00f3n vigente, y a los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance (Balancing Responsible Parties (BRPs), por sus siglas en ingl\u00e9s) del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n3. Definiciones.
\nA efectos de este procedimiento de operaci\u00f3n se deber\u00e1n tener en cuenta los t\u00e9rminos y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad y en el art\u00edculo 4 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, aprobadas por la CNMC, (en adelante Condiciones relativas al balance).
\nEn particular, los t\u00e9rminos correspondientes a:
\n\u2013 Mercado, se refiere al \u00abMercado mayorista de electricidad\u00bb al que se refiere el art\u00edculo 1 de la Circular 3\/2019 de 20 de noviembre, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\n\u2013 Participante en el mercado (PM), es una persona f\u00edsica o jur\u00eddica que compra, vende o genera electricidad, que participa en la agregaci\u00f3n o que es un gestor de la participaci\u00f3n activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energ\u00eda, incluida la emisi\u00f3n de ordenes de negociaci\u00f3n, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de electricidad.
\n\u2013 Proveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en ingl\u00e9s): participante en el mercado que suministra energ\u00eda de balance y\/o reserva de balance a los TSO, tal como se define en el punto (12) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
\n\u2013 Sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance (BRP, por sus siglas en ingl\u00e9s): participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desv\u00edos en el mercado de la electricidad, tal como se define en el punto (14) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
\n\u2013 Regulaci\u00f3n secundaria: La regulaci\u00f3n secundaria es el servicio de balance de activaci\u00f3n autom\u00e1tica de potencia activa que tiene por objetivo el mantenimiento de la frecuencia del sistema en su valor de referencia y la anulaci\u00f3n en cada instante de los desv\u00edos del bloque de control frecuencia-potencia espa\u00f1ol, teniendo en cuenta asimismo las consignas recibidas del proceso europeo de compensaci\u00f3n de desequilibrios en tiempo real.
\nEl servicio de regulaci\u00f3n secundaria cuenta con un proceso de asignaci\u00f3n previa de banda de regulaci\u00f3n secundaria por unidad de programaci\u00f3n y un proceso de activaci\u00f3n autom\u00e1tica de energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria en tiempo real por zona de regulaci\u00f3n mediante el sistema de regulaci\u00f3n compartida en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n\u2013 Sistema de regulaci\u00f3n compartida peninsular (RCP): La Regulaci\u00f3n Compartida Peninsular (RCP) es el sistema de control que funciona como regulador maestro de la regulaci\u00f3n secundaria del sistema. Por motivos de seguridad, el sistema est\u00e1 duplicado: el OS dispone de un regulador maestro principal en el Centro de Control El\u00e9ctrico (CECOEL), existiendo un sistema de respaldo de la regulaci\u00f3n secundaria localizado en el Centro de Control de Respaldo (CECORE).
\n\u2013 Zona de regulaci\u00f3n: Conforme a la definici\u00f3n establecida en las Condiciones relativas al balance, una zona de regulaci\u00f3n es una agrupaci\u00f3n de unidades de programaci\u00f3n que, en conjunto, tiene capacidad de regular en respuesta a las \u00f3rdenes de un sistema de Control Autom\u00e1tico de Generaci\u00f3n (AGC) cumpliendo con los requisitos establecidos y permitiendo su evaluaci\u00f3n desde un sistema de control de energ\u00eda en tiempo real.
\nCada zona de regulaci\u00f3n estar\u00e1 constituida por una o m\u00e1s unidades de programaci\u00f3n que participen activamente en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol (aFRR, por sus siglas en ingl\u00e9s), y por unidades no habilitadas para la participaci\u00f3n activa en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria, estando todas las unidades bajo la titularidad o la representaci\u00f3n del sujeto que ostenta la titularidad de la zona de regulaci\u00f3n o de otro sujeto de su mismo grupo empresarial en el \u00e1mbito ib\u00e9rico.
\nLas unidades habilitadas por el OS son aquellas que han superado el proceso de habilitaci\u00f3n establecido en el art\u00edculo 9 de las Condiciones relativas al balance y tienen capacidad de responder activamente a las se\u00f1ales de control enviadas por el correspondiente AGC.
\nEn el anexo II de este procedimiento se describe la respuesta din\u00e1mica exigida a las zonas de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Reserva de regulaci\u00f3n secundaria del sistema: La reserva de regulaci\u00f3n secundaria a subir\/bajar del sistema es el valor m\u00e1ximo de variaci\u00f3n de potencia en que es posible modificar al conjunto de unidades de programaci\u00f3n habilitadas en control dentro de las zonas de regulaci\u00f3n en el sentido correspondiente y con la velocidad establecida, en respuesta a los requerimientos del sistema de control autom\u00e1tico de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Banda de regulaci\u00f3n secundaria del sistema asignada: Es la reserva de regulaci\u00f3n secundaria del sistema que el OS asigna mediante mecanismos de mercado el d\u00eda anterior al de programaci\u00f3n, para todos los periodos horarios del d\u00eda siguiente y para cada sentido subir\/bajar.
\n\u2013 Energ\u00eda efectiva neta de regulaci\u00f3n secundaria: La energ\u00eda efectiva neta de regulaci\u00f3n secundaria realizada en un periodo de programaci\u00f3n, es el desv\u00edo en energ\u00eda respecto a sus programas del conjunto de unidades de programaci\u00f3n de una zona de regulaci\u00f3n integradas en el lazo de control del correspondiente AGC debido al seguimiento de los requerimientos de la regulaci\u00f3n secundaria.
\nNo se considerar\u00e1 como energ\u00eda efectiva neta de regulaci\u00f3n secundaria los desv\u00edos de las unidades de programaci\u00f3n de una zona de regulaci\u00f3n que no est\u00e9n directamente ligados con las consignas requeridas por el AGC.
\nCuando el signo de dicha energ\u00eda neta en un per\u00edodo de programaci\u00f3n resulte positivo, se denomina energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria a subir, y en caso de resultar de signo negativo, energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria a bajar.
\n4. Proveedores del servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\nLos proveedores del servicio de regulaci\u00f3n secundaria son las zonas de regulaci\u00f3n. A este efecto, ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n lo establecido en los art\u00edculos 6, 7, 8, 9 y 11 de las Condiciones relativas al balance, aprobadas por la CNMC.
\nTanto la constituci\u00f3n de una zona de regulaci\u00f3n, como cualquier modificaci\u00f3n que afecte a su composici\u00f3n, debe ser previamente autorizada por el OS. En concreto, es necesaria la autorizaci\u00f3n por parte del OS en los siguientes casos:
\n\u2013 Constituci\u00f3n de una nueva zona de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Modificaci\u00f3n de la composici\u00f3n de una zona de regulaci\u00f3n existente por:
\n\u2022 Inclusi\u00f3n\/exclusi\u00f3n de una unidad de programaci\u00f3n en zona de regulaci\u00f3n sin participaci\u00f3n activa en la prestaci\u00f3n del servicio.
\n\u2022 Habilitaci\u00f3n de unidades de programaci\u00f3n parala participaci\u00f3n activa en la regulaci\u00f3n dentro de una zona de regulaci\u00f3n.
\n\u2022 Cualquier modificaci\u00f3n de una unidad f\u00edsica o agregaci\u00f3n de unidades f\u00edsicas en unidades de programaci\u00f3n dentro de zona de regulaci\u00f3n.
\nEl operador del sistema evaluar\u00e1 el cumplimiento de los siguientes requisitos para autorizar la constituci\u00f3n de una zona de regulaci\u00f3n:
\na) Cumplimiento de los requisitos de tama\u00f1o y composici\u00f3n de zonas de regulaci\u00f3n y de adscripci\u00f3n de unidades de programaci\u00f3n al centro de control responsable de la zona de regulaci\u00f3n establecidas en el art\u00edculo 7 de las Condiciones relativas al balance.
\nb) Cumplimiento de los requisitos de datos e informaci\u00f3n establecidos en el art\u00edculo 11 de las Condiciones relativas al balance.
\nc) Existencia de unidades de programaci\u00f3n habilitadas o que solicitan habilitaci\u00f3n para la participaci\u00f3n activa en el servicio dentro de la zona de regulaci\u00f3n.
\nEn el caso de inclusi\u00f3n en zona de regulaci\u00f3n de instalaciones sin participaci\u00f3n activa en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria, se deber\u00e1 acreditar:
\na) Cumplimiento de lo establecido en el art\u00edculo 7 de las Condiciones relativas al balance respecto a la composici\u00f3n de las zonas de regulaci\u00f3n y la adscripci\u00f3n de las unidades sin participaci\u00f3n activa al centro de control responsable de la zona de regulaci\u00f3n.
\nb) Cumplimiento de los requisitos de datos e informaci\u00f3n establecidos en el art\u00edculo 11 de las Condiciones relativas al balance.
\nEl proceso de habilitaci\u00f3n de instalaciones como proveedores (BSP) en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria con participaci\u00f3n activa se realizar\u00e1 conforme a lo establecido en el Art\u00edculo 9 de las Condiciones relativas al balance.
\nLa condici\u00f3n de habilitaci\u00f3n de una zona de regulaci\u00f3n quedar\u00e1 sin efectos en el caso de incumplimiento de alguno de los requisitos establecidos en el art\u00edculo 7 de las Condiciones relativas al balance.
\nPara la acreditaci\u00f3n del requisito de titularidad o representaci\u00f3n establecido en el art\u00edculo 7 de las Condiciones relativas al balance, cuando se desee incorporar en una zona de regulaci\u00f3n una unidad de la que no sea titular ni representante el propio titular de la zona, se deber\u00e1 acreditar ante el OS la existencia de relaci\u00f3n por grupo empresarial mediante una declaraci\u00f3n responsable del sujeto titular de la zona, debi\u00e9ndose actualizar esta informaci\u00f3n cuando se produzcan cambios en la estructura del grupo que afecten a la unidad de programaci\u00f3n o a la zona.
\nAdicionalmente, el OS realizar\u00e1 un seguimiento y verificar\u00e1 la capacidad t\u00e9cnica y operativa de las zonas de regulaci\u00f3n y de las unidades de programaci\u00f3n habilitadas para la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria mediante los perfiles de respuesta para cada periodo de programaci\u00f3n. Mediante este seguimiento de la prestaci\u00f3n del servicio, el OS revaluar\u00e1 de forma continua la calificaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n como proveedoras del servicio de regulaci\u00f3n secundaria, conforme a lo recogido en el apartado 6 del art\u00edculo 159 del Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n, dando as\u00ed cumplimiento al proceso de reevaluaci\u00f3n que debe ser realizado como m\u00ednimo una vez cada 5 a\u00f1os.
\nEl OS informar\u00e1 de forma detallada al titular de la unidad de programaci\u00f3n de la falta de capacidad t\u00e9cnica para la prestaci\u00f3n del servicio de su unidad o del conjunto de su zona de regulaci\u00f3n, del incumplimiento de forma reiterada de los requisitos exigidos, de la inadecuada calidad del servicio prestado y\/o de la no remisi\u00f3n de la informaci\u00f3n de cambios o modificaciones que puedan afectar a la prestaci\u00f3n de este servicio, concediendo un plazo para introducir las mejoras necesarias. Si no se introdujeran las mejoras indicadas, el OS podr\u00e1 retirar cualquiera de las habilitaciones previamente concedidas, al menos, hasta que se constate el cumplimiento del requerimiento del OS.
\n5. Funciones del operador del sistema relativas al servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\nLas funciones del OS asociadas al servicio de regulaci\u00f3n secundaria son:
\n\u2013 Autorizar la constituci\u00f3n y modificaci\u00f3n de zonas de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Habilitar a las unidades de programaci\u00f3n para participar activamente en la prestaci\u00f3n del servicio.
\n\u2013 Determinar y comunicar diariamente a los participantes en el mercado la reserva global requerida en el sistema para cada periodo de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente.
\n\u2013 Establecer la relaci\u00f3n de reserva a subir y bajar requerida para las zonas de regulaci\u00f3n y el valor m\u00e1ximo y m\u00ednimo de la banda de regulaci\u00f3n admisible en cada oferta con arreglo a lo previsto en los procedimientos por los que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema.
\n\u2013 Gestionar el mercado de banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2013 Mantener actualizada la relaci\u00f3n de las zonas de regulaci\u00f3n autorizadas para la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria, indic\u00e1ndose para cada una de ellas, las unidades de programaci\u00f3n integradas en la misma. En esta relaci\u00f3n se identificar\u00e1n las unidades de programaci\u00f3n habilitadas para la prestaci\u00f3n de este servicio.
\nEsta informaci\u00f3n ser\u00e1 facilitada a los responsables de cada una de las zonas de regulaci\u00f3n habilitadas, y a los participantes del mercado con el debido respeto de las condiciones de confidencialidad de informaci\u00f3n vigentes. Cualquier modificaci\u00f3n que afecte a la composici\u00f3n de las zonas de regulaci\u00f3n ser\u00e1 comunicada al responsable de la zona de regulaci\u00f3n en cuesti\u00f3n.
\nComo responsable del sistema maestro de control (RCP):
\n\u2013 Evaluar en tiempo real el requerimiento de regulaci\u00f3n y establecer el reparto entre las zonas de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Intercambiar la informaci\u00f3n necesaria con la plataforma europea de compensaci\u00f3n de desequilibrios e incorporar en su caso las se\u00f1ales de correcci\u00f3n al requerimiento recibidas del mismo, seg\u00fan se describe en el anexo III.
\n\u2013 Llevar a cabo el seguimiento de la respuesta de las zonas de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Transferir el sistema de regulaci\u00f3n secundaria al sistema de respaldo, y viceversa, cuando as\u00ed sea necesario, e informar puntualmente de este hecho a los responsables de las zonas de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Calcular los t\u00e9rminos establecidos para la retribuci\u00f3n y asignaci\u00f3n de costes por la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Garantizar el buen funcionamiento del sistema de regulaci\u00f3n y su adecuaci\u00f3n a los requerimientos del sistema el\u00e9ctrico.
\n6. Asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria para el d\u00eda siguiente.
\n6.1 Requisitos de banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nEl OS establecer\u00e1 el valor de la banda de regulaci\u00f3n secundaria necesaria en el sistema para cada periodo de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente conforme al procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la reserva para la regulaci\u00f3n frecuencia potencia.
\nAsimismo, al objeto de garantizar el adecuado funcionamiento del sistema de autom\u00e1tico de regulaci\u00f3n secundaria, establecer\u00e1 la relaci\u00f3n entre la reserva a subir y a bajar para el conjunto del sistema.
\nLos requerimientos de banda de regulaci\u00f3n secundaria ser\u00e1n publicados diariamente antes de las 14:45 horas.
\n6.2 Presentaci\u00f3n de ofertas de regulaci\u00f3n secundaria.
\nLos participantes en el mercado responsables de zonas de regulaci\u00f3n podr\u00e1n presentar, para las unidades de programaci\u00f3n habilitadas para la participaci\u00f3n activa en el servicio incluidas en su zona de regulaci\u00f3n, ofertas de banda de potencia de regulaci\u00f3n secundaria, en MW, con su precio correspondiente, en \u20ac\/MW, para cada uno de los per\u00edodos de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente.
\nLas ofertas de banda de potencia de regulaci\u00f3n secundaria podr\u00e1n estar compuestas de diferentes bloques, pudiendo ser s\u00f3lo uno de ellos indivisible. Estos bloques podr\u00e1n ser aceptados de forma independiente, siendo el resultado de la asignaci\u00f3n a cada unidad de programaci\u00f3n el conjunto de todos los bloques aceptados para la misma.
\nLa relaci\u00f3n entre la reserva a subir y a bajar de una oferta podr\u00e1 ser distinta de la establecida por el OS de forma global para el conjunto del sistema y para cada zona de regulaci\u00f3n.
\nEn el anexo I del presente procedimiento se detalla la informaci\u00f3n correspondiente a las ofertas de regulaci\u00f3n secundaria.
\n6.3 Asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria para el d\u00eda siguiente.
\nEl OS asignar\u00e1 aquellas ofertas que, en conjunto, representen un menor coste total, teniendo en cuenta los siguientes criterios:
\n\u2013 Cada zona de regulaci\u00f3n deber\u00e1 cumplir la relaci\u00f3n establecida entre la reserva a subir y a bajar para el conjunto del sistema.
\n\u2013 Para la valoraci\u00f3n de una oferta se tendr\u00e1 en cuenta el precio de oferta de la banda de potencia.
\n\u2013 En caso de igualdad de precio de varias ofertas, se realizar\u00e1 un reparto proporcional de la reserva asignada, en funci\u00f3n de la banda ofertada en cada una de ellas.
\n\u2013 Si la asignaci\u00f3n de una oferta de regulaci\u00f3n secundaria con su redespacho de energ\u00eda asociado sobre el \u00faltimo programa de energ\u00eda (PHF\/PHFC) publicado por el OS antes de la asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria, diese lugar, en su caso, a una restricci\u00f3n t\u00e9cnica en el sistema, no se considerar\u00e1 dicha oferta en el proceso de asignaci\u00f3n.
\n\u2013 La suma total de las bandas de potencia asignadas deber\u00e1 estar comprendida en un intervalo de +\/- 10% en torno a la banda de regulaci\u00f3n total requerida.
\n\u2013 La asignaci\u00f3n a cada zona de regulaci\u00f3n ser\u00e1 la suma de las asignaciones realizadas a las unidades de programaci\u00f3n integradas en la correspondiente zona.
\nLa asignaci\u00f3n realizada por el OS ser\u00e1 considerada firme, adquiriendo la zona de regulaci\u00f3n la obligaci\u00f3n de disponer de la banda asignada.
\nSi para obtener la banda de potencia de regulaci\u00f3n secundaria asignada fuera necesaria la modificaci\u00f3n del programa de la unidad de programaci\u00f3n, es responsabilidad del participante en el mercado de dicha unidad de programaci\u00f3n realizar dicha modificaci\u00f3n del programa de la unidad de programaci\u00f3n en el mercado mayorista.
\nEl OS, en los plazos fijados en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el proceso de programaci\u00f3n, comunicar\u00e1 a los participantes en el mercado proveedores de este servicio los resultados del proceso de asignaci\u00f3n de ofertas de banda de potencia de regulaci\u00f3n secundaria y los coeficientes de participaci\u00f3n de cada una de las zonas en los requerimientos de reserva de regulaci\u00f3n secundaria global del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n6.4 Mecanismo de reducci\u00f3n de la banda asignada por seguimiento de instrucciones del OS en tiempo real.
\nLa aplicaci\u00f3n del mecanismo de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real, contemplado en el procedimiento de operaci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas, sobre unidades de programaci\u00f3n que previamente hab\u00edan adquirido compromisos firmes de reserva de regulaci\u00f3n secundaria, al haberles sido asignadas ofertas en el mercado de banda de regulaci\u00f3n secundaria, puede dar lugar a incumplimientos de dichos compromisos por parte de la correspondiente zona de regulaci\u00f3n, por causas ajenas al propio sujeto participante proveedor del servicio.
\nAsimismo, la asignaci\u00f3n de regulaci\u00f3n terciaria por aplicaci\u00f3n del Mecanismo Excepcional de Resoluci\u00f3n (MER), seg\u00fan lo establecido en los procedimientos de operaci\u00f3n, puede ocasionar a las unidades de programaci\u00f3n una p\u00e9rdida total o parcial de la banda de potencia de regulaci\u00f3n secundaria comprometida.
\nEn estas situaciones, y dado que la prestaci\u00f3n del servicio se realiza a nivel de zona de regulaci\u00f3n y no de unidad de programaci\u00f3n, en caso de disponer de reserva adicional de regulaci\u00f3n secundaria suficiente, la zona de regulaci\u00f3n podr\u00e1 hacer frente con otras de sus unidades de programaci\u00f3n habilitadas a los compromisos de banda de regulaci\u00f3n secundaria previamente adquiridos.
\nNo obstante, si la zona de regulaci\u00f3n no dispone de medios adicionales suficientes, se establece la aplicaci\u00f3n de un mecanismo espec\u00edfico que permite al propietario de la zona de regulaci\u00f3n solicitar la reducci\u00f3n de la banda de regulaci\u00f3n secundaria comprometida en el mercado de banda de secundaria el d\u00eda anterior al de suministro con objeto de evitar incumplimientos de la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria, provocados tanto por aplicaci\u00f3n del mecanismo de soluci\u00f3n de restricciones en tiempo real como por aplicaci\u00f3n de mecanismos de emergencia en tiempo real sobre unidades de programaci\u00f3n incluidas en su zona y que hab\u00edan adquirido compromisos de banda de potencia de regulaci\u00f3n secundaria.
\nPara ello, el titular de la zona de regulaci\u00f3n en la que est\u00e1n integradas una o m\u00e1s unidades de programaci\u00f3n afectadas bien por la aplicaci\u00f3n de limitaciones por seguridad en tiempo real o bien por asignaci\u00f3n de redespachos de regulaci\u00f3n terciaria por aplicaci\u00f3n de MER, podr\u00e1 solicitar al OS la aplicaci\u00f3n del mecanismo de reducci\u00f3n de la banda de regulaci\u00f3n secundaria para evitar el incumplimiento del compromiso de banda adquirido en el d\u00eda anterior por su zona de regulaci\u00f3n.
\nTras la solicitud de reducci\u00f3n de banda asignada por parte del titular de la zona de regulaci\u00f3n afectada, el OS analizar\u00e1, tanto de forma individual para cada unidad de programaci\u00f3n, como de forma global para el conjunto de la correspondiente zona de regulaci\u00f3n, la reducci\u00f3n de banda solicitada por el propietario de la zona de regulaci\u00f3n, contrast\u00e1ndola con la banda de potencia perdida te\u00f3ricamente por aplicaci\u00f3n de limitaciones de seguridad para la soluci\u00f3n de restricciones en tiempo real o por asignaci\u00f3n de redespachos de energ\u00eda terciaria por aplicaci\u00f3n del MER.
\nLa banda m\u00e1xima de regulaci\u00f3n secundaria a reducir se calcular\u00e1 en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n como el m\u00ednimo de los dos valores anteriores para cada unidad de programaci\u00f3n.
\nEl mecanismo de reducci\u00f3n de banda solo se aplicar\u00e1 cuando la limitaci\u00f3n por seguridad o en su caso el redespacho de energ\u00eda por MER cubra un per\u00edodo de programaci\u00f3n completo, y la solicitud del participante del mercado proveedor del servicio la reciba el OS al menos 10 minutos antes del inicio del primer per\u00edodo de programaci\u00f3n en el que ser\u00eda aplicable.
\nUna vez validada por el OS la reducci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria en las diferentes unidades de programaci\u00f3n integradas en la correspondiente zona de regulaci\u00f3n, se efectuar\u00e1n las siguientes actuaciones:
\n\u2013 Se generar\u00e1n las desasignaciones de banda de regulaci\u00f3n secundaria correspondientes, estableci\u00e9ndose, adem\u00e1s, en base al orden de m\u00e9rito de la asignaci\u00f3n de ofertas realizadas, las reducciones adicionales de banda que pudiera ser necesario aplicar en la misma zona de regulaci\u00f3n para mantener la relaci\u00f3n subir\/ bajar establecida. Todas estas anotaciones de desasignaci\u00f3n de banda llevar\u00e1n asociado un precio igual al marginal del mercado de banda de regulaci\u00f3n secundaria vigente para el correspondiente per\u00edodo de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Se calcular\u00e1n y se enviar\u00e1n a la RCP los nuevos coeficientes de participaci\u00f3n nominales de las zonas de regulaci\u00f3n en funci\u00f3n de la reducci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n aplicada en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n completo. Los nuevos coeficientes de participaci\u00f3n nominales de las zonas se calcular\u00e1n teniendo en cuenta las anteriores desasignaciones de banda.
\nEn caso de que desaparezcan las causas que provocaron la aplicaci\u00f3n del mecanismo de reducci\u00f3n de la banda y previa solicitud del sujeto responsable de la zona de regulaci\u00f3n siempre que no haya habido asignaci\u00f3n adicional de banda de regulaci\u00f3n secundaria en tiempo real por MER, el OS podr\u00e1 decidir la posible restituci\u00f3n total o parcial de la banda comprometida inicialmente a partir del momento de la aceptaci\u00f3n de esta acci\u00f3n por el sujeto responsable de la zona de regulaci\u00f3n, calcul\u00e1ndose de nuevo los coeficientes de participaci\u00f3n nominales de las zonas de regulaci\u00f3n, y modific\u00e1ndose las anotaciones de desasignaci\u00f3n de banda que pudieran haberse efectuado previamente sobre dichos per\u00edodos.
\n6.5 Mecanismo excepcional de asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nEn situaciones de emergencia para el sistema o en ausencia de ofertas suficientes o indisponibilidad del sistema inform\u00e1tico de gesti\u00f3n, el OS podr\u00e1 adoptar las decisiones que considere m\u00e1s oportunas para la asignaci\u00f3n de la banda de regulaci\u00f3n secundaria disponible en el sistema, justificando posteriormente sus actuaciones ante los participantes en el mercado afectados y ante la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, sin perjuicio de la retribuci\u00f3n a que hubiera lugar por la citada prestaci\u00f3n obligada del servicio y por las modificaciones de los programas que hubiesen sido necesarias.
\n7. Seguimiento en tiempo real de la prestaci\u00f3n del servicio.
\nEl control de la respuesta de la regulaci\u00f3n secundaria y la medida del servicio prestado se llevar\u00e1 a cabo por zonas de regulaci\u00f3n, conforme a la Descripci\u00f3n t\u00e9cnica de la regulaci\u00f3n compartida del Sistema Peninsular (anexo II).
\nEn dicho documento se establece el proceso de seguimiento de respuesta de las zonas de regulaci\u00f3n, as\u00ed como el c\u00e1lculo de las reservas puestas a disposici\u00f3n de la regulaci\u00f3n por las zonas y la energ\u00eda de regulaci\u00f3n utilizada en cada periodo de programaci\u00f3n.
\nEn situaciones que imposibiliten la correcta ejecuci\u00f3n del programa desde el sistema principal de regulaci\u00f3n secundaria, el OS proceder\u00e1 a transferir su control al sistema de respaldo a la mayor brevedad posible. Este hecho ser\u00e1 comunicado por el OS a las empresas responsables de las zonas de regulaci\u00f3n.
\nEl paso desde el regulador maestro hasta el sistema de respaldo, y viceversa, obligar\u00e1 a las empresas responsables de las diferentes zonas de regulaci\u00f3n, a conmutar el canal de comunicaciones de recepci\u00f3n de se\u00f1ales al sistema que en ese momento gestione el servicio.
\n8. Liquidaci\u00f3n del servicio.
\nEn este apartado se describen con car\u00e1cter general los principales aspectos relativos al servicio de regulaci\u00f3n secundaria que tienen incidencia directa en la liquidaci\u00f3n de este servicio.
\nLa prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria llevar\u00e1 asociados tres conceptos de liquidaci\u00f3n:
\n\u2013 Asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria en el mercado correspondiente.
\n\u2013 Variaci\u00f3n de la banda de regulaci\u00f3n secundaria disponible en tiempo real respecto a la asignada.
\n\u2013 Energ\u00eda efectiva neta de regulaci\u00f3n secundaria realizada por seguimiento de los requerimientos de regulaci\u00f3n, en el correspondiente per\u00edodo de programaci\u00f3n.
\nLa liquidaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria dar\u00e1 lugar a los derechos de cobro y obligaciones de pago definidos en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
\nSe detallan a continuaci\u00f3n las magnitudes y precios aplicables a la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\n8.1 Asignaci\u00f3n de reserva de regulaci\u00f3n secundaria.
\nLa asignaci\u00f3n de reserva de regulaci\u00f3n secundaria a liquidar ser\u00e1 la resultante del proceso de asignaci\u00f3n descrito en el apartado 6.2 de este procedimiento, y ser\u00e1 valorada al precio marginal resultante del proceso de asignaci\u00f3n.
\nEl precio marginal de la asignaci\u00f3n de reserva de regulaci\u00f3n secundaria, que se establecer\u00e1 para cada per\u00edodo de programaci\u00f3n, corresponder\u00e1 al precio de la \u00faltima oferta de regulaci\u00f3n secundaria que haya sido necesario asignar de forma total o parcial en el correspondiente periodo de programaci\u00f3n, para cubrir los requerimientos de reserva global de regulaci\u00f3n secundaria del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\nEn caso de asignaciones de banda de potencia por aplicaci\u00f3n del mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n (MER) que haya sido necesario realizar en cada periodo de programaci\u00f3n para obtener la reserva de regulaci\u00f3n requerida, \u00e9stas ser\u00e1n valoradas a un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoraci\u00f3n KMAY, de valor igual a 1,15 por el precio marginal de la banda en el periodo horario correspondiente o, en su defecto, por el m\u00e1ximo precio de banda de la misma hora en los siete d\u00edas anteriores.
\n8.2 Variaci\u00f3n de la reserva de regulaci\u00f3n secundaria por el funcionamiento de la regulaci\u00f3n secundaria en tiempo real.
\nComo resultado del seguimiento efectuado por la RCP de la respuesta de cada zona de regulaci\u00f3n en tiempo real para cada per\u00edodo de programaci\u00f3n, se determinar\u00e1n las siguientes magnitudes:
\n\u2013 Incapacidad para contribuir a la regulaci\u00f3n por parte de la zona en funci\u00f3n del n\u00famero de ciclos en los que la zona de regulaci\u00f3n permanezca en estado OFF (salvo aquellos en los que lo est\u00e9 por indicaci\u00f3n del OS), siendo valorada dicha incapacidad al precio de la reserva de regulaci\u00f3n secundaria correspondiente a dicho per\u00edodo, afectada por un coeficiente KS de valor igual a 1,5.
\n\u2013 Reservas residuales puestas al servicio de la regulaci\u00f3n secundaria: se calcular\u00e1 en cada ciclo el valor de la reserva residual en cada sentido del requerimiento de regulaci\u00f3n y se evaluar\u00e1 en t\u00e9rminos globales del periodo de programaci\u00f3n si el valor de la reserva residual a subir (o a bajar) es superior o inferior a la banda a subir (o a bajar) asignada a dicha zona de regulaci\u00f3n. Los valores de reserva residual superior o inferior a la asignada ser\u00e1n valorados al precio de la reserva de regulaci\u00f3n secundaria para cada per\u00edodo de programaci\u00f3n, afectados por un coeficiente KS de valor igual a 1,5 en ambos casos.
\n8.3 Energ\u00eda efectiva neta realizada por seguimiento de los requerimientos de regulaci\u00f3n.
\nLa energ\u00eda efectiva neta de regulaci\u00f3n secundar\u00eda para cada uno de los sentidos, a subir o a bajar, se calcula como el valor acumulado en cada ciclo del desv\u00edo de generaci\u00f3n o consumo enviado por la zona en estado ACTIVO o en EMERGENCIA solo en caso de que haya agotado su reserva. Si la zona est\u00e1 en EMERGENCIA sin haber agotado su reserva solo se acumular\u00e1 el desv\u00edo de los ciclos en los que la zona tiene un desv\u00edo favorable al sentido que le solicita la RCP.
\nLa energ\u00eda efectiva neta de regulaci\u00f3n secundaria realizada en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n como consecuencia del seguimiento en tiempo real de los requerimientos de la regulaci\u00f3n secundaria ser\u00e1 valorada, con car\u00e1cter general, al precio marginal de la energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria que hubiera sido necesario asignar en dicho per\u00edodo de programaci\u00f3n, bien a subir o a bajar, para sustituir a la energ\u00eda neta de regulaci\u00f3n secundaria realizada.
\nEl precio marginal de la energ\u00eda de sustituci\u00f3n a subir en dicho periodo de programaci\u00f3n se establecer\u00e1 siempre sobre la escalera de regulaci\u00f3n terciaria a subir, con independencia de que se haya utilizado o no energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria a subir en dicho per\u00edodo de programaci\u00f3n.
\nEl precio marginal de la energ\u00eda de sustituci\u00f3n a bajar en dicho periodo de programaci\u00f3n se establecer\u00e1 siempre sobre la escalera de regulaci\u00f3n terciaria a bajar, con independencia de que se haya utilizado o no energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria a bajar en dicho periodo de programaci\u00f3n. El precio marginal horario de la energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria a bajar as\u00ed calculado estar\u00e1 en cualquier caso limitado por el valor de precio m\u00e1ximo vigente en el Mercado Diario, y por el valor de precio m\u00ednimo vigente en el Mercado Diario cuando el precio marginal de la energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria haya resultado superior o igual a 0.
\nAnexo I
\nAsignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria
\n1. Datos de entrada al proceso de asignaci\u00f3n.
\n1.1 Requerimientos de regulaci\u00f3n secundaria del sistema.
\nEl OS determinar\u00e1 y comunicar\u00e1 diariamente a los participantes en el mercado la reserva global de regulaci\u00f3n secundaria requerida en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol para cada per\u00edodo de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente. Adem\u00e1s, establecer\u00e1 la relaci\u00f3n de reserva a subir y a bajar requerida para las zonas de regulaci\u00f3n, y el valor m\u00e1ximo y m\u00ednimo de banda de potencia admisible en cada oferta. Para ello, el OS seguir\u00e1 los criterios fijados en los procedimientos por los que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico.
\nLa informaci\u00f3n comunicada a los participantes del mercado se compondr\u00e1 de los siguientes datos:
\n\u2013 Requisitos de reserva a subir en el sistema RSSUBh (MW).
\n\u2013 Requisitos de reserva a bajar en el sistema RSBAJh (MW).
\n\u2013 Valor m\u00e1ximo y m\u00ednimo de la banda de potencia de regulaci\u00f3n secundaria por oferta (suma de la reserva a subir y a bajar de cada oferta individual), denominados respectivamente RSBANm\u00e1x (MW) y RSBANm\u00edn (MW).
\nDonde h = \u00cdndice del periodo de programaci\u00f3n correspondiente.
\n1.2 Programa de energ\u00eda previo a la asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nEn el proceso de asignaci\u00f3n de ofertas, para establecer el punto de funcionamiento de cada unidad de programaci\u00f3n, se toman en consideraci\u00f3n los valores en energ\u00eda del \u00faltimo programa establecido (PHF\/PHFC) para la correspondiente unidad de programaci\u00f3n y publicado por el OS antes de la asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria, teniendo en consideraci\u00f3n, en su caso, el valor del redespacho de energ\u00eda incorporado en la oferta de banda de regulaci\u00f3n secundaria presentada para dicha unidad de programaci\u00f3n.
\n1.3 Integraci\u00f3n en zonas de regulaci\u00f3n.
\nPara la presentaci\u00f3n de ofertas de reserva de regulaci\u00f3n secundaria, la unidad de programaci\u00f3n deber\u00e1 estar habilitada previamente por el OS, debiendo estar integrada el 100% de la unidad de programaci\u00f3n en una \u00fanica zona de regulaci\u00f3n que deber\u00e1 haber sido tambi\u00e9n previamente habilitada como tal por el OS.
\n1.4 Ofertas de banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nLas ofertas de regulaci\u00f3n secundaria ser\u00e1n presentadas por el responsable de la zona de regulaci\u00f3n en la que est\u00e1 incluida la unidad de programaci\u00f3n y contendr\u00e1n la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 N\u00famero de la oferta.
\n\u2013 Oferta de reserva a subir RNSsubirh (MW).
\n\u2013 Oferta de reserva a bajar RNSbajarh (MW).
\n\u2013 Precio de la oferta de la banda de regulaci\u00f3n PSbandah (\u20acMW). Las ofertas deber\u00e1n respetar los precios t\u00e9cnicos m\u00e1ximos establecidos en el documento de intercambio de informaci\u00f3n entre OS y SM.
\n\u2013 En su caso, redespacho de energ\u00eda asociado (variaci\u00f3n del programa de energ\u00eda necesario respecto al \u00faltimo programa (PHF\/PHFC) publicado por el OS antes de la asignaci\u00f3n de la banda de regulaci\u00f3n secundaria) VEPh (+\/- MWh), necesario para la disponibilidad de la banda de regulaci\u00f3n secundaria ofertada.
\n\u2013 C\u00f3digo de indivisibilidad de la oferta.
\nLa suma de la reserva a subir y a bajar de una oferta (RNSsubirh + RNSbajarh) deber\u00e1 cumplir con los l\u00edmites m\u00e1ximo y m\u00ednimo comunicados por el OS (RSBANm\u00e1x y RSBANm\u00edn).
\n2. Funcionamiento del algoritmo de asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\n2.1 Criterios generales.
\nPara la asignaci\u00f3n de la reserva de regulaci\u00f3n secundaria se tendr\u00e1n en cuenta los siguientes criterios:
\n\u2013 Cada zona de regulaci\u00f3n debe cumplir en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n la relaci\u00f3n entre la reserva a subir y a bajar establecida RSBh [RSBh = RSSUBh\/RSBAJh (p.u.)].
\n\u2013 La asignaci\u00f3n de ofertas resultante ser\u00e1 la de menor coste que satisfaga el requerimiento del servicio de reserva de regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2013 El coste de una oferta de reserva de regulaci\u00f3n secundaria ser\u00e1 el producto de la banda total ofertada por el precio ofertado.
\n2.2 Desarrollo del proceso.
\nEl proceso de asignaci\u00f3n cubre los siguientes pasos de forma secuencial:
\n\u2013 Se eliminan del proceso aquellos bloques de oferta que no cumplan los valores m\u00e1ximo y m\u00ednimo de la banda ofertada establecidos por el OS.
\nSi RSBANm\u00e1x < RNSsubirhni + RNSbajarhni, se elimina el bloque n de la oferta i.
\nSi RSBANm\u00edn < RNSsubirhni + RNSbajarhni, se elimina el bloque n de la oferta i. \u2013 Se establece una lista ordenada por costes de los bloques de oferta recibidos para cada per\u00edodo de programaci\u00f3n (h), estando calculado el coste como: Costehr = PSbandahr * 1000 Donde, r = \u00edndice que toma un valor variable desde 1 al n\u00famero total de bloques v\u00e1lidos aceptados. \u2013 Se asigna el requerimiento establecido seg\u00fan la prioridad definida por la lista ordenada. En cada asignaci\u00f3n del bloque de una oferta se debe garantizar el cumplimiento de la relaci\u00f3n entre la reserva a subir y la reserva a bajar para la zona de regulaci\u00f3n a la que pertenezca dicha oferta, trunc\u00e1ndose los valores en caso contrario y quedando el valor truncado pendiente de asignaci\u00f3n en iteraciones posteriores. Por tanto, para cada bloque de oferta se cumplir\u00e1: Rsubirnh=M\u00ednimo[RNSsubirmh+\u2211RNSsubirmh, (RNSbajarnh+\u2211RNSbajarmh)*RSBh]- Rsubirmh. Rbajarnh M\u00ednimo[(RNSsubirnh+\u2211RNSsubirmh)\/RSBh, RNSbajarmh+\u2211RNSbajarmh]- Rbajarmh. Donde: n = \u00cdndice del bloque de oferta seg\u00fan la lista ordenada por costes. m = \u00cdndice de los bloques de oferta de orden inferior a n, de la misma zona de regulaci\u00f3n a la que pertenece la unidad de programaci\u00f3n en la que se incluye el bloque de orden n. Rsubirnh = Banda a subir asignada al bloque de oferta de orden n. Rbajarnh = Banda a bajar asignada al bloque de oferta de orden n. En caso de que el bloque de oferta a asignar incluya la condici\u00f3n de indivisibilidad, y la asignaci\u00f3n del mismo suponga el incumplimiento de la relaci\u00f3n subir\/bajar establecida para la zona de regulaci\u00f3n a la que pertenece la oferta, se pospondr\u00e1 su asignaci\u00f3n, dada su condici\u00f3n de indivisible, quedando pendiente su posible asignaci\u00f3n en iteraciones posteriores. El proceso de asignaci\u00f3n de reserva a subir y a bajar termina cuando el valor de \u2211 Rsubirn y \u2211 Rbajarn asignada de se encuentra en el intervalo \u00b110% en torno al valor de la reserva de regulaci\u00f3n secundaria establecida como requerimiento (RSSUBh y RSBAJh): En el caso de existir igualdad de coste entre varias ofertas en el cierre de la asignaci\u00f3n, se repartir\u00e1 el valor de cierre de manera proporcional a las bandas ofertadas. La asignaci\u00f3n total de reserva de regulaci\u00f3n secundaria para cada zona de regulaci\u00f3n, corresponder\u00e1 a la suma de todas las asignaciones realizadas a unidades de programaci\u00f3n pertenecientes a dicha zona. Los coeficientes de asignaci\u00f3n de reserva de regulaci\u00f3n secundaria por zona de regulaci\u00f3n se calcular\u00e1n seg\u00fan la siguiente f\u00f3rmula: Donde: ZR = C\u00f3digo de la zona de regulaci\u00f3n. t = \u00cdndice de ofertas asignadas pertenecientes a la zona de regulaci\u00f3n ZR. 3. Validaci\u00f3n de ofertas de regulaci\u00f3n secundaria. Previamente al proceso de lectura de ofertas, se comprobar\u00e1 que la unidad de programaci\u00f3n y la zona de regulaci\u00f3n a la que pertenece est\u00e1n habilitadas para la provisi\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n secundaria. Tanto durante el proceso de lectura de las ofertas de reserva de regulaci\u00f3n secundaria como en el de asignaci\u00f3n de dichas ofertas, se aplican una serie de comprobaciones. La violaci\u00f3n de cualquiera de ellas, har\u00e1 que la oferta sea rechazada total o parcialmente. El incumplimiento de las comprobaciones realizadas en el proceso autom\u00e1tico de lectura de la oferta implica su rechazo, sin que pueda aportarse, por las caracter\u00edsticas del propio proceso, informaci\u00f3n precisa sobre la causa del rechazo. Las comprobaciones se realizan en cuatro etapas diferentes. \u2013 Durante el proceso de lectura de las ofertas. \u2013 En el preproceso de las ofertas previo a la aplicaci\u00f3n del algoritmo de asignaci\u00f3n. \u2013 En el propio proceso de asignaci\u00f3n. \u2013 Al finalizar el proceso de asignaci\u00f3n. A continuaci\u00f3n se describen las comprobaciones aplicadas, as\u00ed como los c\u00f3digos de rechazo asociados a cada una de ellas. 3.1 Comprobaciones aplicadas en el proceso de lectura de las ofertas. En este mercado se admite una \u00fanica oferta por unidad de programaci\u00f3n, compuesta de un n\u00famero de bloques que pueden ofertar banda a subir y\/o bajar para uno o varios per\u00edodos de programaci\u00f3n. Se contemplan las siguientes restricciones a las ofertas, cuya violaci\u00f3n lleva consigo el rechazo del bloque de oferta afectado: La suma de la banda a subir y a bajar de cada bloque deber\u00e1 estar comprendida entre las bandas m\u00e1xima y m\u00ednima comunicadas por el OS junto a los requerimientos de reserva. La unidad de programaci\u00f3n para la que se presente una oferta de reserva de regulaci\u00f3n secundaria deber\u00e1 estar integrada en una \u00fanica zona de regulaci\u00f3n, debiendo ser presentada la oferta por el responsable de dicha zona de regulaci\u00f3n. Los per\u00edodos de programaci\u00f3n para los que se efect\u00faa la oferta de reserva de regulaci\u00f3n secundaria deben estar incluidos en el horizonte del mercado abierto vigente. No se aceptar\u00e1n ofertas de unidades de programaci\u00f3n no habilitadas para regular. 3.2 Comprobaciones en el preproceso de las ofertas. Estas comprobaciones se efect\u00faan inmediatamente antes de la aplicaci\u00f3n del algoritmo de asignaci\u00f3n de ofertas, al requerir la consideraci\u00f3n de informaciones tales como limitaciones de programa por seguridad e indisponibilidades de unidades, que pueden haberse visto modificadas desde el momento en el que se leyeron las ofertas. Las comprobaciones que se realizan en esta etapa son las siguientes: \u2013 Que la unidad de programaci\u00f3n no viole ninguna limitaci\u00f3n por seguridad. \u2013 Que la unidad de programaci\u00f3n no viole ninguna limitaci\u00f3n por indisponibilidad. Cuando un bloque de oferta incumpla alguna de estas comprobaciones, el bloque ser\u00e1 rechazado de forma completa, independientemente de si es divisible o indivisible. Los bloques correspondientes a las ofertas de reserva de regulaci\u00f3n secundaria pueden tener asociado un redespacho de energ\u00eda, siendo tenido en cuenta el valor de este redespacho al realizar el proceso de validaci\u00f3n. El redespacho va asociado al bloque y se trata de forma independiente para cada uno de ellos. 3.3 Comprobaciones realizadas durante el proceso de asignaci\u00f3n. Estas comprobaciones son realizadas por el propio algoritmo de asignaci\u00f3n, y afectan a aquellos bloques de oferta que, por precio, deber\u00edan ser objeto de asignaci\u00f3n. Las comprobaciones asociadas son las siguientes: \u2013 Oferta no asignada en su totalidad por no poderse compensar con ofertas de su misma zona de regulaci\u00f3n para mantener la relaci\u00f3n subir\/bajar establecida. \u2013 Rechazo por indivisibilidad en oferta de cierre. Este rechazo tiene lugar en el prorrateo final frente a otras ofertas con el mismo coste. Las ofertas divisibles son suficientes para alcanzar los requerimientos, por lo que las indivisibles no son asignadas. \u2013 Oferta divisible no asignada por ser desplazada por una indivisible. En el prorrateo final, si hay ofertas divisibles e indivisibles de una zona de regulaci\u00f3n al mismo precio, se asignan en primer lugar las divisibles y, si no se alcanzan los requerimientos, se asignan a continuaci\u00f3n las indivisibles. Si con \u00e9stas se supera el m\u00e1ximo del 10% sobre el requerimiento publicado para dicho per\u00edodo de programaci\u00f3n, se van retirando ofertas divisibles hasta conseguir que el conjunto de ofertas asignadas se encuentre dentro del margen del +\/- 10% respecto al requerimiento publicado. 3.4 Comprobaciones realizadas al finalizar el proceso de asignaci\u00f3n. Una vez finalizado el proceso de asignaci\u00f3n, se realizan las siguientes comprobaciones de redondeo y asignaci\u00f3n que pueden alterar ligeramente el resultado de la asignaci\u00f3n derivado de la aplicaci\u00f3n directa del algoritmo: \u2013 Asignaci\u00f3n indivisible: A aquellos bloques indivisibles asignados a los que les quede por asignar banda, en un \u00fanico sentido (a subir o a bajar, pero no en ambos), por debajo de un valor determinado (actualmente 2 MW) se les asigna esta banda pendiente. \u2013 Rechazo por asignaci\u00f3n m\u00ednima: A aquellas ofertas a las que se les ha asignado banda en un \u00fanico sentido (a subir o a bajar, pero no en ambos), por debajo de un determinado valor m\u00ednimo (actualmente 1 MW), son eliminadas de la asignaci\u00f3n. \u2013 Redondeo de asignaci\u00f3n: Las bandas asignadas son redondeadas para obtener n\u00fameros enteros. El redondeo se hace al valor entero m\u00e1s pr\u00f3ximo. Anexo II Descripci\u00f3n t\u00e9cnica de la Regulaci\u00f3n Compartida del Sistema Peninsular (RCP) 1. Introducci\u00f3n. El correcto funcionamiento de los sistemas el\u00e9ctricos interconectados, desde el punto de vista de la seguridad y la fiabilidad de la operaci\u00f3n, exige una adecuada coordinaci\u00f3n de su regulaci\u00f3n frecuencia-potencia. La regulaci\u00f3n secundaria forma parte de los sistemas autom\u00e1ticos de control frecuencia- potencia. El sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol forma parte de la red s\u00edncrona europea continental y, por tanto, est\u00e1 obligado a cumplir los requisitos establecidos por la normativa europea y la acordada por todos los TSO que pertenecen a la red s\u00edncrona de Europa Continental. El objetivo de la regulaci\u00f3n secundaria es, tras un incidente, devolver la frecuencia y los intercambios con otros sistemas a los valores de consigna restaurando la reserva primaria utilizada, teniendo en cuenta asimismo las consignas recibidas de la plataforma europea de compensaci\u00f3n de desequilibrios en tiempo real para evitar activaciones en sentido contrario en distintos bloques de control. Para ello el sistema de regulaci\u00f3n genera las se\u00f1ales de control adecuadas para modificar el punto de funcionamiento de las unidades conectadas a \u00e9l de forma que: \u2013 El valor de los intercambios de potencia con otros sistemas se mantenga en el valor programado, incorporando en su caso las correcciones que resulten del proceso europeo de compensaci\u00f3n de desequilibrios (Imbalance Netting). \u2013 El valor de frecuencia del sistema se mantenga en su valor de consigna, com\u00fan y \u00fanico en la red s\u00edncrona interconectada de Europa Continental. El cumplimiento de los objetivos anteriores es equivalente a mantener el equilibrio generaci\u00f3n-demanda del sistema interconectado. En este Sistema de Regulaci\u00f3n, el conjunto de la reserva rodante asignada es compartido por todas las empresas en orden a: \u2013 La distribuci\u00f3n equitativa entre las zonas de regulaci\u00f3n, en funci\u00f3n de su reserva rodante asignada, de las obligaciones de regulaci\u00f3n con respecto a desv\u00edos con Francia y Portugal (compensados, en su caso, de acuerdo con las consignas recibidas de la plataforma europea de compensaci\u00f3n de desequilibrios) y variaciones de frecuencia. \u2013 La utilizaci\u00f3n de las reservas de potencia del conjunto de las empresas de forma que se puedan solventar eficazmente los desequilibrios bruscos producci\u00f3n-consumo. Para realizar esta funci\u00f3n de la Regulaci\u00f3n Compartida, RED EL\u00c9CTRICA coordina directamente a los reguladores de zona, actuando de \u00abRegulador Maestro\u00bb, es decir, de repartidor de se\u00f1al de regulaci\u00f3n, y transmitiendo a los diversos reguladores de zona los valores de potencia que deben aportar a la Regulaci\u00f3n Compartida, de acuerdo con los factores de participaci\u00f3n resultantes de la asignaci\u00f3n de reservas en el mercado de la regulaci\u00f3n secundaria. A su vez, genera los resultados del servicio utilizados para la liquidaci\u00f3n del mismo. RED EL\u00c9CTRICA realiza su labor de \u00abRegulador Maestro\u00bb desde su equipo regulador en el Centro de Control del CECOEL. Cuando este no est\u00e1 disponible, el Centro de Control 2 de Red El\u00e9ctrica asume la funci\u00f3n de \u00abRegulador Maestro\u00bb, actuando como respaldo del sistema. 2. Definiciones. RCP: Regulaci\u00f3n Compartida Peninsular. Regulador maestro: Sistema de control de energ\u00eda que recibe las se\u00f1ales b\u00e1sicas de la regulaci\u00f3n compartida y genera el requerimiento de control de cada zona, as\u00ed como los resultados utilizados para la liquidaci\u00f3n del servicio. Regulador de zona: Sistema de control de energ\u00eda que, recibiendo el requerimiento de control del regulador maestro, controla la generaci\u00f3n o el consumo de las unidades incluidas en su zona. Control autom\u00e1tico de generaci\u00f3n (AGC): Funci\u00f3n software utilizada por los reguladores de zona para realizar el control frecuencia \u2013 potencia, es decir, para ajustar de forma autom\u00e1tica el punto de funcionamiento de sus unidades en funci\u00f3n de unas consignas de potencia y frecuencia, anulando su error de control de \u00e1rea. Error de control de \u00e1rea de la zona (ACE): Desv\u00edo, expresado en magnitudes de potencia, de los valores de potencia neta y frecuencia respecto a las consignas de una zona de regulaci\u00f3n. Generaci\u00f3n o consumo de la zona (PI): Valor instant\u00e1neo del total de las potencias netas de cada una de las unidades pertenecientes a una zona de regulaci\u00f3n. Programa de generaci\u00f3n o consumo de la zona (NSI): Valor instant\u00e1neo del total de potencia activa neta que corresponde a la suma del programa horario de las unidades de generaci\u00f3n, almacenamiento o consumo pertenecientes a una zona de regulaci\u00f3n. Desv\u00edo de generaci\u00f3n o consumo de la zona (NID): Diferencia entre el valor del programa de generaci\u00f3n o consumo y la potencia activa neta real de una zona de regulaci\u00f3n. Potencia de generaci\u00f3n o consumo en control de la zona (PGC): Valor instant\u00e1neo de la suma del consumo o la generaci\u00f3n neta activa que est\u00e1 bajo el control del AGC de una zona de regulaci\u00f3n. Desv\u00edo del intercambio neto de regulaci\u00f3n peninsular (NIDR): Desv\u00edo del intercambio neto respecto al programado entre el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol peninsular y los sistemas franc\u00e9s y portugu\u00e9s. Requerimiento total de la regulaci\u00f3n peninsular (PRR): Potencia adicional que el regulador maestro requerir\u00e1 al total de las zonas de regulaci\u00f3n para anular el desv\u00edo del intercambio neto de regulaci\u00f3n peninsular. Contribuci\u00f3n requerida a la regulaci\u00f3n (CRR): Cantidad de potencia requerida por el regulador maestro a cada uno de los reguladores de zona para anular el desv\u00edo del intercambio neto de regulaci\u00f3n peninsular. Reserva secundaria de regulaci\u00f3n: Potencia activa a subir y a bajar que puede ser movilizada bajo control de una zona de regulaci\u00f3n con una constante de tiempo de 100 segundos. Reserva asignada a las zonas: Valor de consigna de la reserva secundaria a subir y a bajar que debe aportar una zona de regulaci\u00f3n como resultado de los mecanismos de mercado. ENTSOE-CE: \u00c1rea s\u00edncrona interconectada de Europa Continental (CE), integrada en la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSOE). 3. Regulador de Zona. La RCP requiere que tanto el regulador maestro como el de zona permanezcan en comunicaci\u00f3n, y realicen las funciones que se les encomiendan. Entre otras, las funciones del regulador de zona son las que se detallan a continuaci\u00f3n: \u2013 Recibir la contribuci\u00f3n requerida a la regulaci\u00f3n de cada zona (CRRi), enviada por el Regulador Maestro, quien lo determina por la funci\u00f3n de la RCP tal y como se describe en los apartados posteriores. \u2013 Reducir el valor de su propio error de control de \u00e1rea (ACEi) a cero con la m\u00ednima demora, para lo que el regulador de zona deber\u00e1 regular en el modo de potencia – frecuencia. El ACEi se calcula atendiendo a las siguientes ecuaciones: (1) (2) Donde: ACEi = error de control de \u00e1rea de la zona i. NIDi = desv\u00edo de potencia respecto a programa de la zona i. G = factor de atenuaci\u00f3n del desv\u00edo de zona. Bi = constante de \u00abBias\u00bb de frecuencia de la zona i (positivo). fa = frecuencia real del sistema para la zona i. fs = frecuencia programada para la zona i. CRRi = contribuci\u00f3n requerida a la regulaci\u00f3n de la zona i. NSIi = programa de generaci\u00f3n o consumo de la zona i. PIi = generaci\u00f3n o consumo de la zona i. La constante de \u00abBias\u00bb de frecuencia Bi para cada zona de regulaci\u00f3n se determina como: (3) Siendo: B = constante de Bias de frecuencia total del Sistema Peninsular. Kri = coeficiente de participaci\u00f3n de la zona de regulaci\u00f3n en la constante de Bias de frecuencia total del Sistema Peninsular. De las ecuaciones anteriores se infiere que un desv\u00edo de generaci\u00f3n o consumo positivos son consecuencia de un defecto de generaci\u00f3n o un exceso de consumo respectivamente. Este desv\u00edo se traduce en una componente de ACE positiva cuyo efecto en una zona de regulaci\u00f3n ser\u00eda, seg\u00fan la naturaleza de la misma, subir generaci\u00f3n o bien reducir el consumo. El coeficiente de correcci\u00f3n del desv\u00edo de frecuencia para el Sistema Peninsular (constante de BIAS) se establece anualmente seg\u00fan directrices de ENTSOE. Se trata por lo tanto de una variable de entrada de la RCP. El coeficiente de participaci\u00f3n de cada zona de regulaci\u00f3n en la correcci\u00f3n del desv\u00edo de frecuencia es una variable intercambiada por la RCP en tiempo real. Su valor por defecto se comunica a las zonas anualmente, calcul\u00e1ndose como la parte proporcional del coeficiente total Peninsular de acuerdo con la producci\u00f3n total, o bien con el consumo total, de energ\u00eda en cada zona en el a\u00f1o natural anterior al momento del c\u00e1lculo. Adicionalmente, los coeficientes de participaci\u00f3n por defecto se recalcular\u00e1n ante cambios estructurales significativos en las zonas de regulaci\u00f3n: \u2013 Si se incorpora una nueva zona, se recalcular\u00e1 el reparto de coeficientes por defecto teniendo en cuenta la producci\u00f3n, o el consumo de energ\u00eda de las unidades que la componen a lo largo del a\u00f1o natural anterior. \u2013 Si se elimina una zona, se recalcular\u00e1 el reparto de coeficientes por defecto sustrayendo su producci\u00f3n o consumo en el a\u00f1o natural anterior. \u2013 Si se producen cambios significativos en la composici\u00f3n de alguna zona, se recalcular\u00e1n igualmente los coeficientes por defecto teniendo en cuenta la producci\u00f3n o el consumo en el a\u00f1o anterior de las unidades que hayan entrado o salido de la zona. \u2013 Transmitir a los Reguladores Maestros los siguientes valores: \u2022 Desv\u00edo de generaci\u00f3n o consumo de la zona (NIDi). \u2022 Programa de generaci\u00f3n o consumo de la zona (NSIi). \u2022 Desv\u00edo de frecuencia con respecto a 50 Hz (\u0394fi). \u2022 Potencia de generaci\u00f3n o consumo en control (PGCi). \u2022 Suma de los l\u00edmites reales1 superiores de las unidades incluidas en el c\u00e1lculo del PGC (PGCSUPi). \u2022 Suma de los l\u00edmites reales1 inferiores de las unidades incluidas en el c\u00e1lculo del PGC (PGCINFi). \u2022 Potencia activa de cada unidad de la zona de regulaci\u00f3n susceptible de formar parte del c\u00e1lculo del PGC. \u2022 Estado de regulaci\u00f3n de cada unidad de la zona de regulaci\u00f3n susceptible de formar parte del c\u00e1lculo del PGC. \u2022 Estado de activaci\u00f3n o suspensi\u00f3n del AGC de la zona. \u2022 Estado que indique el regulador maestro utilizado por el AGC (CECOEL o Centro de Control 2). 4. Regulador Maestro. El regulador maestro es responsable de ejecutar la aplicaci\u00f3n de la RCP propiamente dicha. Las funciones fundamentales de la RCP comprenden: \u2013 Determinaci\u00f3n del estado de cada zona. 1 Se entiende por l\u00edmites reales los l\u00edmites alcanzables de cada unidad cumpliendo los requisitos de velocidad de respuesta del servicio de regulaci\u00f3n secundaria. \u2013 Determinaci\u00f3n del modo de ejecuci\u00f3n de la RCP. \u2013 C\u00e1lculo del PRR y del CRR para cada zona. \u2013 Supervisi\u00f3n de la respuesta de cada zona y ajuste de los factores de participaci\u00f3n de cada una de ellas. \u2013 Tratamiento de las reservas de la RCP. 5. Estados de Zona de Regulaci\u00f3n. Cada zona de regulaci\u00f3n tiene asociado un estado, que indica su condici\u00f3n actual y el tratamiento que le corresponde en t\u00e9rminos de los c\u00e1lculos utilizados en la funci\u00f3n de la RCP. El operador puede seleccionar e introducir por pantalla cuatro posibles situaciones de zona: \u2013 ON cuando la zona participa en la regulaci\u00f3n compartida. \u2013 OFF cuando la zona no participa en la regulaci\u00f3n compartida. \u2013 OFF REE cuando la falta de participaci\u00f3n de la zona en la regulaci\u00f3n compartida se debe a un requerimiento del regulador maestro. \u2013 PRUEBAS cuando la zona est\u00e1 realizando pruebas de regulaci\u00f3n. El estado de regulaci\u00f3n de la zona se determina teniendo en cuenta: \u2013 La situaci\u00f3n ON\/OFF\/OFF REE\/PRUEBAS introducida por el operador. \u2013 El estado del AGC de la zona. \u2013 El estado de control de las unidades incluidas en la zona. \u2013 La validez de los datos de entrada de la zona. \u2013 El resultado de la l\u00f3gica de control de respuesta. Los estados de zona de regulaci\u00f3n son: \u2013 OFF: La situaci\u00f3n de zona introducida por el operador es OFF u OFF REE. Para salir de este modo el operador debe introducir el estado ON o PRUEBAS. \u2013 INACTIVO: La situaci\u00f3n de zona es ON o PRUEBAS, pero alg\u00fan dato recibido del regulador de zona no permite que esta participe en la RCP con normalidad. Se verifica alguna de las condiciones siguientes: \u2022 El AGC de la zona no est\u00e1 activo. \u2022 El NID es inv\u00e1lido. \u2022 El PGC es inv\u00e1lido. \u2022 El l\u00edmite superior de regulaci\u00f3n es menor o igual que el inferior. \u2022 No hay unidades regulando en la zona. \u2022 El programa de generaci\u00f3n o consumo de la zona es inv\u00e1lido. \u2013 ACTIVO: La situaci\u00f3n de la zona es ON o PRUEBAS, todos los datos recibidos de la zona permiten que esta participe en la RCP (no cumple los criterios de INACTIVO), y la zona no cumple con el criterio de paso a emergencia descrito en la secci\u00f3n 8.2. \u2013 EMERGENCIA: La situaci\u00f3n de la zona es ON o PRUEBAS, todos los datos recibidos de la zona permiten que esta participe en la RCP con normalidad (no cumple los criterios de paso a INACTIVO), pero la zona cumple con el criterio de paso a emergencia. El criterio de paso a emergencia de la zona se describe en la secci\u00f3n 8.2. Una vez que una zona est\u00e1 en este estado permanece en \u00e9l hasta que se cumpla una de las siguientes condiciones: \u2013 El operador ejecuta un reset de la RCP. \u2013 La zona cumple las condiciones que se han descrito para pasar a estado INACTIVO. \u2013 La zona cumple las condiciones para pasar a estado ACTIVO, tal y como se describe en la secci\u00f3n 8.2. Para evitar inestabilidades en el funcionamiento de la RCP, la salida de la zona del estado OFF y del estado INACTIVO debe ser al estado EMERGENCIA. El error de respuesta se inicializa tal y como se describe en la secci\u00f3n 8.1. 6. Modos de la RCP. 6.1 Descripci\u00f3n de los modos de la RCP. La RCP se ejecuta en cada momento en uno de los seis modos siguientes: \u2013 NORMAL: El modo NORMAL de la RCP representa el estado m\u00e1s deseable de la operaci\u00f3n del sistema conjunto. \u2013 FRECUENCIA: El modo FRECUENCIA de la RCP es representativo de la situaci\u00f3n en la cual el sistema peninsular, bien se ha quedado aislado de Francia, o bien se comporta como si se hubiese producido dicha situaci\u00f3n de aislamiento. La funci\u00f3n de la RCP toma las medidas apropiadas tendentes a mantener la seguridad del sistema, las cuales se traducen en regular en modo NORMAL suponiendo un desv\u00edo de intercambio nulo (NIDR = 0). El modo FRECUENCIA permanece efectivo hasta que se restablece la conexi\u00f3n con Francia, o desaparece la situaci\u00f3n que origin\u00f3 el paso a este modo. La secci\u00f3n 6.2 describe la l\u00f3gica de paso a modo frecuencia y de la salida del mismo. \u2013 MODO CONTROL BLOCK A REGULAR PEN\u00cdNSULA: En este modo, la RCP pasa a regular \u00fanicamente el desv\u00edo con Francia, actuando como si la Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica fuese un bloque de control \u00fanico. Este modo puede establecerse manualmente, o bien de forma autom\u00e1tica cuando la medida del desv\u00edo de intercambio con Portugal es inv\u00e1lida durante un tiempo superior a un n\u00famero de ciclos determinado CBLIM. \u2013 FROZEN: Este modo de ejecuci\u00f3n hace que todas las zonas de regulaci\u00f3n en estado Activo o Emergencia pasen a regular en Modo Permisivo. En este modo se modifica el valor de la contribuci\u00f3n requerida a cada zona, de forma que su Error de Control de \u00c1rea sea igual a 0 en cada ciclo de ejecuci\u00f3n. De esta forma se congela la respuesta esperada de cada zona. El modo FROZEN se activa autom\u00e1ticamente ante situaciones de emergencia en el sistema europeo (desv\u00edos de frecuencia mayores de MFF mHz con duraci\u00f3n superior a MFT segundos). Tambi\u00e9n se podr\u00e1 conmutar manualmente a este modo cuando la RCP est\u00e9 funcionando previamente en modo NORMAL o FRECUENCIA. \u2013 NULO: Este modo se establece cuando el modo de la RCP no se puede determinar con certeza como NORMAL, FRECUENCIA, CONTROL BLOCK PEN\u00cdNSULA o FROZEN. El modo NULO, una vez que se establece, permanece efectivo bien hasta que uno de los otros modos pueda determinarse sin ambig\u00fcedad, o bien hasta que, transcurrido un tiempo NTOLIM dado, la Regulaci\u00f3n Compartida pase a modo suspendido autom\u00e1ticamente. \u2013 SUSPENDIDO: La RCP se suspende preventivamente al estar en modo NULO m\u00e1s de un tiempo definido NTOLIM. 6.2 Determinaci\u00f3n del modo de la RCP. El modo de la RCP se determina tras la asignaci\u00f3n de los estados de zona, en el orden y forma siguiente: 1. Chequeo de modo NULO. Las condiciones de paso a NULO son cualesquiera de las siguientes: \u2013 El valor del desv\u00edo del intercambio neto entre Espa\u00f1a y Francia (NIDF) es inv\u00e1lido (p.e. debido a la p\u00e9rdida de alguna de las telemedidas que forman este valor) y el Sistema Peninsular no est\u00e1 aislado de Francia. \u2013 El valor de la frecuencia fa2 es inv\u00e1lido. \u2013 No hay capacidad de regulaci\u00f3n, es decir, no existen zonas cuyo estado sea ACTIVO o EMERGENCIA. \u2013 No puede detectarse con certeza el estado de conexi\u00f3n con Francia. 2. Chequeo de modo FRECUENCIA. Si el modo no es NULO, se verifica si se cumple alguna de las condiciones de paso a modo FRECUENCIA: \u2013 Se ha detectado que el sistema peninsular est\u00e1 aislado de Francia. \u2013 El sistema se comporta como si estuviese desconectado de Francia. Para ello se deben cumplir las condiciones siguientes: \u2022 El desv\u00edo de frecuencia3 es del mismo signo que el desv\u00edo con Francia, es decir \u0394f \u00b7 NIDF > 0.
\n\u2022 El valor absoluto del desv\u00edo de frecuencia es superior a un umbral UM, es decir \u0394f > UM. Si en ciclo previo la RCP ya estaba en modo FRECUENCIA, dicho umbral se ve disminuido en una banda muerta BM, es decir \u0394f > UM – BM [Hz].
\n3. Chequeo de modo CONTROL BLOCK PEN\u00cdNSULA
\nLas condiciones de paso a este modo son las siguientes:
\n\u2013 La medida del desv\u00edo de intercambio con Portugal es inv\u00e1lida.
\n\u2013 La condici\u00f3n anterior permanece durante un tiempo superior a un n\u00famero de ciclos determinado CBLIM.
\n4. Chequeo de modo FROZEN.
\nLas condiciones de paso a este modo son las siguientes:
\n\u2013 La medida del desv\u00edo de frecuencia es mayor de MFF [mHz].
\n\u2013 La condici\u00f3n anterior permanece durante un tiempo superior a un n\u00famero de segundos determinado MFT.
\n5. Chequeo de modo NORMAL.
\nSi tras las comprobaciones anteriores se determina que el modo actual no es NULO, FRECUENCIA, CONTROL BLOCK PEN\u00cdNSULA o FROZEN, entonces se deduce que el modo actual es NORMAL.
\n6.3 Suspensi\u00f3n y activaci\u00f3n de la RCP.
\nLa RCP puede ser activada o suspendida por el operador a trav\u00e9s de la pantalla por medio de un punto sensible.
\nComo se indica en la secci\u00f3n 6.1, la RCP puede tambi\u00e9n ser suspendida autom\u00e1ticamente si el tiempo de funcionamiento en modo NULO supera un umbral NTOLIM.
\nTranscurrido un tiempo OTOLIM tras la suspensi\u00f3n, la situaci\u00f3n de las zonas pasa autom\u00e1ticamente a OFF. La situaci\u00f3n de las zonas deber\u00e1 ser pasada manualmente a ON tras la activaci\u00f3n.
\n2 La RCP dispone de varias medidas de frecuencia ordenadas por prioridad.
\n3 N\u00f3tese que el desv\u00edo de la frecuencia se calcula respecto al valor programado (dictado por la ENTSOE para cada per\u00edodo), y no respecto al valor nominal.
\n7. Algoritmo de la RCP.
\n7.1 Requerimiento total de la regulaci\u00f3n peninsular PRR.
\nEl requerimiento total de la regulaci\u00f3n peninsular se calcula siempre como sigue:
\nsi (4a)
\nO bien:
\nsi (4b)
\nDonde:
\nF(CNIDR) = valor filtrado del desv\u00edo del intercambio neto de regulaci\u00f3n NIDR, compensado en su caso (v\u00e9ase filtro no lineal en secci\u00f3n 7.2).
\nCNIDR = NIDR+ESTIGCC\u00b7Pcorr.
\nESTIGCC = estado de participaci\u00f3n de Espa\u00f1a en IGCC (plataforma europea de compensaci\u00f3n de desequilibrios; tomar\u00e1 valor 0 en caso de no participar y 1 en caso de que Espa\u00f1a est\u00e9 participando en el proceso).
\nPcorr = Potencia de correcci\u00f3n del desv\u00edo recibida de la plataforma europea de compensaci\u00f3n de desequilibrios Imbalance Netting.
\nG = factor de atenuaci\u00f3n del desv\u00edo de zona.
\nN = n\u00famero de zonas de la Regulaci\u00f3n Compartida.
\nXi = 1 si el estado de la zona i es ACTIVO.
\n0 si el estado de la zona i no es ACTIVO.
\nNIDi = desv\u00edo de generaci\u00f3n o consumo de la zona i.
\nDBPRR = banda muerta por debajo de la cual se har\u00e1 PRR = 0.
\nEl c\u00e1lculo de intercambio neto de regulaci\u00f3n NIDR se realiza como sigue:
\n(5)
\nsi RCP en MODO CONTROL BLOCK A REGULAR PEN\u00cdNSULA (5b)
\nSiendo:
\nNIDR = desv\u00edo del intercambio neto de regulaci\u00f3n.
\nNIDF = desv\u00edo del intercambio neto de Espa\u00f1a con Francia.
\nNIDP = desv\u00edo del intercambio neto de Espa\u00f1a con Portugal.
\nEl desv\u00edo de intercambio neto con Francia NIDF4, se calcula como sigue:
\n(6)
\nDonde:
\nNSIF = intercambio neto programado de la Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica con Francia (positivo es una compra de Espa\u00f1a a Francia).
\nM = n\u00famero de interconexiones entre Espa\u00f1a y Francia.
\n4 El valor absoluto del intercambio neto con Francia NIDF se compara con dos l\u00edmites (uno mayor que el otro) generando sendas alarmas. A su vez, si dicho desv\u00edo permanece por encima de un tercer l\u00edmite por un tiempo superior a un per\u00edodo preestablecido, se genera una alarma adicional.
\nPIK = intercambio neto filtrado por la interconexi\u00f3n k que cruza la frontera entre Espa\u00f1a y Francia5 (la direcci\u00f3n positiva es de Francia hacia Espa\u00f1a).
\nEl desv\u00edo del intercambio neto con Portugal NIDP, se calcula como sigue:
\n(7)
\nDonde:
\nNSIP = intercambio neto programado entre Espa\u00f1a y Portugal (positivo es una compra de Portugal a Espa\u00f1a).
\nM = n\u00famero de interconexiones entre Espa\u00f1a y Portugal.
\nPIK = intercambio neto filtrado por la interconexi\u00f3n k que cruza la frontera entre Espa\u00f1a y Portugal6 (la direcci\u00f3n positiva es de Espa\u00f1a hacia Portugal).
\n7.2 Filtrado del desv\u00edo de intercambio neto de regulaci\u00f3n compensado CNIDR.
\nEl valor de la magnitud CNIDR puede contener perturbaciones, a menudo peque\u00f1as, de car\u00e1cter aleatorio. La funci\u00f3n de la RCP incluye un filtro no lineal cuyo objeto es aprovechar la ventaja que supone el procesar la entrada b\u00e1sica o primaria (en este caso el NIDR) de un sistema de control a trav\u00e9s de una l\u00f3gica de filtrado dise\u00f1ada para eliminar acciones de control innecesarias y sin efecto pr\u00e1ctico y alcanzar, por a\u00f1adidura, objetivos adicionales tales como la minimizaci\u00f3n de la integral del desv\u00edo compensado con Francia y Portugal (mejor dicho el valor de NIDR), lo cual supone, con una buena aproximaci\u00f3n, la minimizaci\u00f3n del desv\u00edo de intercambio inadvertido. La l\u00f3gica del filtro no lineal reduce la integral de CNIDR sin utilizar control integral.
\nEl funcionamiento del filtro no lineal se resume como sigue:
\nFCNIDR = CNIDR(8 a)
\nSi el valor absoluto de CNIDR supera el umbral NFK2 o se inhibe el filtrado del desv\u00edo de intercambio con objeto de mantener la seguridad del sistema.
\nUn valor de CNIDR grande debe ser corregido sin mayores consideraciones.
\nFCNIDR= 0 (8 b) cuando el valor absoluto del acumulador A es inferior al umbral NFK1
\nEl acumulador A se calcula como el \u00faltimo valor de CNIDR m\u00e1s el valor de la integral de CNIDR (B6) multiplicado por una ganancia NFK3. Un valor peque\u00f1o de A implica que tanto el valor del NIDR como el valor de su integral es peque\u00f1o, por lo que no precisa acci\u00f3n alguna de control, pudiendo considerarse el FCNIDR nulo.
\n5 El valor del flujo de potencia por cada interconexi\u00f3n con Francia y Portugal se determina como el mejor entre el valor del flujo en el lado espa\u00f1ol y el valor del flujo en el lado franc\u00e9s y portugu\u00e9s cambiado de signo. El valor seleccionado se filtra por medio de un filtro de constante de tiempo T previamente a su utilizaci\u00f3n en el c\u00e1lculo del NIDF y del NIDP.<\/p>\n

Siendo \u0394t el tiempo transcurrido entre los instantes t-1 y t.
\n6 El algoritmo determina de forma independiente el valor de la integral de NIDR en las horas punta y en las horas valle, con el fin de corregir el error de energ\u00eda correspondiente a cada tipo de horas en su per\u00edodo correspondientes.
\nFCNIDR = 0 (8 c) cuando siendo el valor absoluto del acumulador A superior al umbral NFK1, el signo del CNIDR es opuesto al signo de su integral
\nEn esta situaci\u00f3n el propio CNIDR tiende a reducir el valor de la integral, y no se ejerce acci\u00f3n de control alguna, forzando el valor de FCNIDR a cero.
\nFNIDR = CNIDR\u00b7NFK4(8 d) cuando el valor absoluto del acumulador A es superior al umbral NFK1 y el signo del NIDR coincide con el de su integral
\nLa integral de CNIDR tiende a crecer, por lo que se precisa una acci\u00f3n de control que tienda a reducir dicha integral, por lo que al valor de CNIDR se le aplica una ganancia NFK4.
\n7.3 C\u00e1lculo de la contribuci\u00f3n requerida a la regulaci\u00f3n CRRi.
\nEl c\u00e1lculo del CRRi depende de diversos factores:
\n\u2013 Modo de la RCP.
\n\u2013 Estado de las zonas.
\n\u2013 Si se cumplen o no las condiciones del modo permisivo de regulaci\u00f3n.
\nSeg\u00fan lo anterior, el valor del CRRi se calcula de las formas que se detallan a continuaci\u00f3n:
\n1. Para el modo de la RCP NORMAL o FRECUENCIA, los CRRi se calculan repartiendo el PRR entre los reguladores de zona que est\u00e1n en servicio, es decir, entre aquellos cuyo estado no es OFF ni INACTIVO:
\n\u2013 Si el estado de la zona es ACTIVO:
\n(9)
\n\u2013 Si el estado de la zona es EMERGENCIA:
\n(10)
\nEn ambos casos, Ki es el factor de participaci\u00f3n enviado a la zona i, seg\u00fan se detalla en la secci\u00f3n 8.3.
\n2. En el modo NORMAL o FRECUENCIA de la RCP una zona puede regular en modo permisivo. Las condiciones que se deben dar para que esto se produzca son:
\n\u2013 El error de control de \u00e1rea de la zona es de signo contrario al error de control de \u00e1rea de la Pen\u00ednsula.
\nEl error de \u00e1rea de la zona se calcula suponiendo que el CRRi est\u00e1 dado por las ecuaciones (9) o (10) seg\u00fan sea el estado de la zona. As\u00ed pues:<\/p>\n

Para determinar el error de control de \u00e1rea de cada zona, se utiliza el valor del desv\u00edo de frecuencia \u0394f disponible en el regulador maestro.
\nEl error de \u00e1rea global de la pen\u00ednsula, ACER, se calcula como:
\n(11)
\n\u2013 El valor absoluto de ACER supera un determinado umbral.
\nUna vez iniciada la regulaci\u00f3n en modo permisivo, se mantiene mientras el valor absoluto del ACER sea superior al umbral UMACE menos una banda muerta DBACE.
\nCuando se cumplen ambas condiciones, la acci\u00f3n de control de la zona tender\u00eda a incrementar el valor del ACER en lugar de a disminuirlo, aun cuando para el conjunto de las zonas la acci\u00f3n total sea correcta y tienda a disminuir dicho error de \u00e1rea global. Cuando el valor del ACER es grande, esta forma de actuar no es apropiada, por lo que, para evitarla, el CRRi de la zona se calcula como:
\n(12)
\nEsto equivale a anular el ACEi, con lo que se anula la acci\u00f3n de control durante el ciclo para la zona i. Sustituyendo en las ecuaciones anteriores:<\/p>\n

3. En el modo NULO de la RCP los CRRi de cada zona se mantienen constantes en el \u00faltimo valor v\u00e1lido que tuviese en el modo anterior. Si el modo NULO se mantiene suficiente tiempo como para que la RCP se suspenda autom\u00e1ticamente, los CRRi dejar\u00e1n de enviarse a los reguladores de zona.
\n4. En el modo FROZEN de la RCP todas las zonas de regulaci\u00f3n en estado Activo o Emergencia pasan a regular en modo permisivo.
\nEn este modo se modifica el valor de la contribuci\u00f3n requerida a cada zona, de forma que su Error de Control de \u00c1rea sea igual a 0 en cada ciclo de ejecuci\u00f3n. El CRRi de cada zona se calcula como:
\n(12)
\n8. Supervisi\u00f3n de la Respuesta de una Zona.
\nCon el fin de garantizar que se alcanzan los objetivos de la funci\u00f3n RCP, resulta necesario incorporar una l\u00f3gica que supervise el funcionamiento de cada zona y que determine si cada una de ellas responde razonablemente dentro de las condiciones que la Regulaci\u00f3n Compartida atraviesa en cada momento.
\nPara ello se utiliza una l\u00f3gica de control de respuesta al principio de la l\u00f3gica general, para ver si la magnitud de estos valores es consistente con el CRRi que se les envi\u00f3 en la ejecuci\u00f3n anterior de la RCP. La l\u00f3gica de supervisi\u00f3n de respuesta de zona es la responsable de determinar si una zona determinada cumple el criterio de emergencia. El estado de cada zona se determina por medio de esta l\u00f3gica en cada ciclo de ejecuci\u00f3n de la RCP.
\n8.1 Supervisi\u00f3n de la respuesta de potencia en control.
\n\u2013 Potencia en control deseada de la zona i.
\nEn primer lugar se determina la potencia en control deseada para que la zona i anule su error de control de \u00e1rea. Se calcula como la potencia de generaci\u00f3n o consumo en control PGC7 del ciclo anterior incrementada por el error de control de \u00e1rea de dicho ciclo:
\n(13)
\n7 El valor de PGC se recibe de los reguladores de zona, y se calcula a su vez a partir de las medidas de potencia de las unidades y de los estados de regulaci\u00f3n enviados desde las zonas de regulaci\u00f3n. Se puede elegir entre el valor telemedido o el valor calculado. A su vez existe la opci\u00f3n de que el valor escogido se filtre previamente a su utilizaci\u00f3n en el algoritmo.
\nSiendo:
\nPGCi(t-1) = PGCi recibido de la zona i en el ciclo anterior.
\nNIDi(t-1) = NIDi recibido de la zona i en el ciclo anterior.
\nCRRi(t-1) = CRRi enviado a la zona i en el ciclo anterior.
\nDfi (t-1) = desv\u00edo de frecuencia de la zona i en ciclo anterior; si el desv\u00edo de frecuencia de dicha zona es inv\u00e1lido se utiliza el valor del desv\u00edo del ciclo anterior del regulador maestro.
\n\u2013 Respuesta esperada de la zona i.
\nLa respuesta esperada de la zona i depende de si ha habido o no cambios en el estado de control de las unidades de la zona incluidas en el c\u00e1lculo del PGCi.
\n\u2022 Sin cambios de estado de control de las unidades:
\nCon el valor de PGCDi, que como se ve tiene en cuenta el CRRi que se le envi\u00f3 en el ciclo anterior, se modela la respuesta esperada de cada zona cuyo estado sea ACTIVO o EMERGENCIA. Para ello se utiliza una funci\u00f3n simplemente exponencial de primer orden del tipo:<\/p>\n

Si no ha habido cambios en las unidades participantes en el c\u00e1lculo del PGC, se expresa de la forma siguiente:
\n(14a)
\nSiendo:
\nSUM1i(t) = valor esperado de la potencia total de regulaci\u00f3n de la zona para el ciclo actual de control.
\nSUM1i(t-1) = valor esperado de la potencia total de regulaci\u00f3n de la zona en el ciclo anterior de control.
\nT1i = constante de tiempo que simula la velocidad de respuesta de la zona i.
\n\u03b11i = cociente entre el tiempo del ciclo de ejecuci\u00f3n del algoritmo y la constante de tiempo T1i.
\n\u2022 Con cambios de estado de control de las unidades:
\nSi ha habido cambios en el estado de control de las unidades de la zona, la respuesta esperada se har\u00e1 igual a la potencia actual m\u00e1s el error filtrado del ciclo anterior:
\n(14b)
\n\u2013 Error de respuesta de la zona i.
\nPara determinar el error de respuesta se utiliza la siguiente l\u00f3gica, con vistas a reducir el valor del error al m\u00ednimo:
\n\u2022 Si el valor de PGCi es un valor comprendido entre el valor de SUM1i y el valor de PGCDi:
\n(15a)
\n\u2022 Si el valor de PGCi es m\u00e1s pr\u00f3ximo a SUM1i que a PGCDi:
\n(15b)
\n\u2022 Si el valor de PGCi es m\u00e1s pr\u00f3ximo a PGCDi que a SUM1i:
\n(15c)
\n\u2013 Error de seguimiento retardado de la zona i.
\nEl error de respuesta de la zona resultante se pasa a trav\u00e9s de un filtro de retardo, y se limita de la forma:<\/p>\n

Que expresado de forma discreta:
\nsi (16a)
\nsi (16b)
\nSiendo:
\nSUMi(t) = error de seguimiento retardado de la zona para el ciclo actual de control.
\nSUMi(t-1) = error de seguimiento retardado de la zona en el ciclo anterior de control.
\nT2i = constante de tiempo de retardo del error de respuesta de la zona i.
\n\u03b12i = cociente entre el tiempo del ciclo de ejecuci\u00f3n del algoritmo y la constante de tiempo T2i.
\nK3 = constante que limita el error de respuesta retardado de la zona i.
\nATi = umbral de mala respuesta de la zona i.
\nEl valor absoluto del error retardado SUMi est\u00e1 por lo tanto limitado a K3 veces ATi, con el fin de evitar que crezca de forma indefinida.
\nEl uso de este filtro de retardo permite que un error de seguimiento persista durante un tiempo ajustable, que depende de la magnitud del error, antes de que alcance el umbral de mala respuesta ATi para la zona. La constante de tiempo T2i y los par\u00e1metros involucrados en la determinaci\u00f3n del umbral de mala respuesta, deben ajustarse en funci\u00f3n de los criterios de buena regulaci\u00f3n que se establezcan.
\n\u2013 C\u00e1lculo del umbral de mala respuesta de la zona i.
\nEl umbral de mala respuesta de la zona ATi se utiliza para compararlo con el valor absoluto del error retardado SUMi, tal y como se detalla en la secci\u00f3n 8.2. El valor de dicho umbral se calcula como:
\nsi (17a)
\nsi (17b)
\nSiendo:
\nRESNUP = reserva nominal a subir de la RCP en la hora en curso.
\nRESNDW = reserva nominal a bajar de la RCP en la hora en curso.
\nCTBCAPi = capacidad nominal de contribuci\u00f3n a la regulaci\u00f3n de la zona i en la hora en curso.
\nK2 = constante para el c\u00e1lculo de ATi.
\nK4 = constante que limita el valor m\u00ednimo de ATi.
\nPara una descripci\u00f3n detallada del significado de RESNUP, RESNDW y de CTBCAPi v\u00e9ase la secci\u00f3n 8.3.
\n\u2013 Inicializaci\u00f3n del error de seguimiento retardado de la zona i en el paso de EMERGENCIA a ACTIVO.
\nEl valor del error retardado SUMi debe inicializarse si la zona entra o sale del estado EMERGENCIA, tal y como se indica a continuaci\u00f3n:
\n(18)
\nSiendo:
\nNPK2 = constante para la inicializaci\u00f3n del error retardado.
\nATi = umbral de mala respuesta de la zona i.
\n= signo de error de retardo en el ciclo anterior.
\nDe esta forma si el error ERRi sigue aumentando la nueva condici\u00f3n de mala respuesta se detecta inmediatamente en el ciclo siguiente, mientras que si disminuye no da lugar a nueva detecci\u00f3n.
\n\u2013 Inicializaci\u00f3n de las variables de seguimiento de respuesta de la zona i en el paso de OFF o INACTIVO a EMERGENCIA.
\nLa salida del estado OFF o INACTIVO de una zona siempre se produce al estado EMERGENCIA, tal y como se describe en la secci\u00f3n 5. Las variables de seguimiento de respuesta se inicializan conforme a lo expuesto a continuaci\u00f3n:
\nPGCDi El valor de la potencia en control deseada de la zona i se determina seg\u00fan la ecuaci\u00f3n (13), estimando mediante las ecuaciones (9), (10) y (12) el valor de CRRi que la zona hubiese tenido durante el ciclo anterior (incluye la consideraci\u00f3n de regulaci\u00f3n en modo permisivo).
\nSUM1i El valor de la respuesta esperada de la zona i se inicializa al valor de PGCDi.
\nERRi El error de la respuesta de la zona i, se hace:
\n(19)
\nSUMi El error retardado de la respuesta de la zona i se iguala al umbral de mala respuesta ATi con el mismo signo que ERRi.
\n8.2 C\u00e1lculo de los factores de correcci\u00f3n: paso al estado EMERGENCIA.
\n\u2013 Condici\u00f3n de mala respuesta.
\nLa participaci\u00f3n de cada zona i en la regulaci\u00f3n se define en cada hora por medio de la capacidad nominal de contribuci\u00f3n a la regulaci\u00f3n de la zona CTBCAPi, como se explica en la secci\u00f3n 8.3. El algoritmo realiza un seguimiento de la respuesta de la zona i determinando el error retardado de respuesta SUMi, tal y como se ha descrito en la secci\u00f3n 8.1.
\nEstando la zona en estado ACTIVO, su respuesta no es la adecuada si se cumple la condici\u00f3n de mala respuesta:
\n(20)
\n\u2013 Detecci\u00f3n de mala respuesta por exceso o por defecto.
\nLa mala respuesta es por exceso si la diferencia entre la potencia en control deseada (PGCDi) y la potencia en control (PGCi) es de sentido contrario al PRR:<\/p>\n

Dado que el signo de la diferencia (PGCDi – PGCi) es habitualmente el mismo que el del error ERRi o que el del error retardado SUMi, la condici\u00f3n de respuesta por exceso puede expresarse como:<\/p>\n

Ahora bien, en condiciones normales ocurre que el PRR es peque\u00f1o y puede oscilar alrededor del valor nulo. Esto puede dar lugar a que una mala respuesta en estas situaciones se detecte alternativamente como por defecto o por exceso debido al cambio de signo del PRR, impidiendo en \u00faltimo t\u00e9rmino el paso de la zona a EMERGENCIA. Para evitar esta situaci\u00f3n se define una banda muerta KD que permite calcular la variable LPRR, la cual se determina como se indica a continuaci\u00f3n:
\n(21a) si o si y adem\u00e1s
\n(21b) si siendo se cumple
\nLa condici\u00f3n de mala respuesta por exceso se identifica por tanto si el error retardado SUMi es de signo contrario al LPRR, es decir, si se cumple la desigualdad:
\n(22)
\n\u2013 C\u00e1lculo del factor de correcci\u00f3n de la zona i.
\nEn la situaci\u00f3n de mala respuesta de la zona i, se debe proceder a ajustar la participaci\u00f3n de dicha zona en la regulaci\u00f3n por medio de factores de correcci\u00f3n, de tal manera que la respuesta deseada se aproxime a la respuesta real de la zona. Esto se consigue modificando por medio de los t\u00e9rminos \u03941 y \u03942 los factores de correcci\u00f3n de zona, cuyo valor nominal es la unidad (CORFTRi= 1):
\n\u2022 Mala respuesta por exceso: Si el estado de la zona i es ACTIVO, y cumple las condiciones de mala respuesta por exceso (20) y (22), dicha situaci\u00f3n se rectifica incrementando el factor de correcci\u00f3n de la zona i.
\n(23a) si CORFTRi < 1 (23b) si 1 \u2264 CORFTRi \u2264 2 CORFTRi = 0 (23c) si CORFTRi > 2;
\nen este caso el estado de la zona i pasa a EMERGENCIA
\n\u2022 Mala respuesta por defecto: Si el estado de la zona i es ACTIVO, cumple la condici\u00f3n de mala respuesta (20), pero no la de respuesta por exceso (22), la situaci\u00f3n se corrige disminuyendo el factor de correcci\u00f3n de la zona i.
\n(24a) si CORFTRi > 1
\n(24b) si CORFTRi \u2264 1
\nCORFTRi = 0 (24c) si ;
\nen este caso el estado de la zona i pasa a EMERGENCIA
\n\u2022 Retorno a la buena respuesta: Si el estado de la zona i es EMERGENCIA, y el valor absoluto del error retardado es inferior al umbral de mala respuesta menos una banda muerta ATDB, la zona retorna a estado ACTIVO:
\n(25) si ; el estado de la zona i pasa a ACTIVO
\nLa inicializaci\u00f3n del error retardado se hace seg\u00fan la ecuaci\u00f3n:
\n(18)
\nDebe hacerse notar que el hecho de que en un momento dado el factor de correcci\u00f3n no sea la unidad no presupone necesariamente una falta de reserva en dicha zona. Este hecho puede ser debido simplemente a que la respuesta de una zona sea sensiblemente distinta que la esperada. El ajuste de los factores de correcci\u00f3n juega en este caso un papel corrector que debe proporcionar estabilidad al sistema, exigiendo una contribuci\u00f3n transitoria mayor de aquellas zonas que se revelan capaces de suministrarla. De todas formas, una vez pasado el transitorio, los factores de correcci\u00f3n deben volver a tomar los valores representativos de la contribuci\u00f3n en reserva de las zonas por lo que \u00fanicamente la reducci\u00f3n prolongada de dichos factores ser\u00e1 indicativa de esta condici\u00f3n.
\nEn resumen: Los factores de correcci\u00f3n son siempre n\u00fameros reales positivos. La l\u00f3gica de control de respuesta modifica estos valores en la forma que se ha indicado anteriormente cuando se detecta mala respuesta, disminuy\u00e9ndolos o aument\u00e1ndolos.
\n8.3 C\u00e1lculo de los factores de participaci\u00f3n.
\n\u2013 Capacidad nominal de contribuci\u00f3n a la regulaci\u00f3n de la zona i (CTBCAPi).
\nLa distribuci\u00f3n entre las zonas de regulaci\u00f3n de la reserva del pool a subir (RESNUP) y a bajar (RESNDW) es consecuencia del proceso ofertas de regulaci\u00f3n secundaria. Una vez conocidas dichas ofertas se determinan las capacidades nominales de contribuci\u00f3n de dichas zonas a la RCP en p.u. para la hora en cuesti\u00f3n seg\u00fan la siguiente expresi\u00f3n:
\n(26)
\nSiendo:
\nCTBCAPi = capacidad nominal de contribuci\u00f3n a la regulaci\u00f3n de la zona i en la hora en curso.
\nRESUPi = reserva nominal a subir de la zona i en la hora en curso.
\nRESDWi = reserva nominal a bajar de la zona i en la hora en curso.
\nRESNUP = reserva nominal a subir de la RCP en la hora en curso.
\nRESNDW = reserva nominal a bajar de la RCP en la hora en curso.
\nDado que la suma de reservas de cada zona es igual a la reserva total de la RCP se cumple:
\n(27)
\nSiendo:
\nN = n\u00famero total de zonas de la RCP.
\nEl proceso de determinaci\u00f3n de los valores RESNUP, RESDWN y CTBCAPi es externo al algoritmo. Se trata por tanto de datos de entrada a la RCP, que se cargan bien de forma autom\u00e1tica, o bien manualmente por el operador. En cualquier caso, la RCP verifica que se cumple la condici\u00f3n definida en la ecuaci\u00f3n anterior (27).
\n\u2013 Factor de participaci\u00f3n en la regulaci\u00f3n de la zona i (Ki).
\nLa RCP reparte el requerimiento total de la regulaci\u00f3n peninsular (PRR) entre las zonas que participan en la regulaci\u00f3n (aquellas cuyo estado es ACTIVO o EMERGENCIA) atendiendo a los factores de participaci\u00f3n en la regulaci\u00f3n, seg\u00fan se define en las ecuaciones (9) y (10). Los factores de participaci\u00f3n no normalizados se determinan en p.u. como:
\n(28)
\nSiendo:
\nK\u2019i = factor de participaci\u00f3n no normalizado.
\nCTBCAPi = capacidad nominal de contribuci\u00f3n a la regulaci\u00f3n; es un dato de entrada propio de cada zona y de cada hora.
\nCORFTRi = factor de correcci\u00f3n de la zona i; es calculado en funci\u00f3n de la respuesta de la zona tal y como se describe en la secci\u00f3n 8.2.
\nLos factores de participaci\u00f3n se normalizan para su utilizaci\u00f3n en el algoritmo de la RCP de acuerdo con los siguientes principios:
\n\u2022 La suma de los factores de participaci\u00f3n de las zonas en estado ACTIVO debe ser 1 (siempre que adem\u00e1s est\u00e9n respondiendo correctamente).
\n\u2022 La suma total de los factores de participaci\u00f3n de todas las zonas con capacidad de regulaci\u00f3n (ACTIVO o EMERGENCIA) no debe superar un valor m\u00e1ximo KMAX.
\nPara normalizar los factores de participaci\u00f3n se determina el t\u00e9rmino BETA, correspondiente a la suma de los factores de participaci\u00f3n no normalizados de las zonas es estado ACTIVO:
\n(29)
\nSiendo:
\nN = n\u00famero de zonas en estado ACTIVO.
\nLos factores de participaci\u00f3n normalizados se calculan por lo tanto conforme a la ecuaci\u00f3n:
\n(30)
\nN\u00f3tese que, si las zonas en estado ACTIVO responden correctamente, es decir todos sus CORFTRi son 1, y sustituyendo la ecuaci\u00f3n (29) en (30), queda:<\/p>\n

Siendo:
\nN = n\u00famero de zonas en estado ACTIVO.
\nSe verifica por lo tanto que los factores normalizados de las zonas en estado ACTIVO suman 1.
\nPor el contrario, para las zonas en estado EMERGENCIA, donde el valor de CORFTRi es 0, la ecuaci\u00f3n (30) queda como:<\/p>\n

Se comprueba por lo tanto que la existencia de zonas en estado EMERGENCIA provocan que la suma total de los factores de participaci\u00f3n normalizados sea superior a la unidad. Para evitar un exceso de regulaci\u00f3n, si la suma total de los factores de participaci\u00f3n fuese superior a KMAX, los factores de participaci\u00f3n de las zonas en EMERGENCIA se determinar\u00edan como:
\n(31)
\nSiendo:
\nKLIMITADOi = factor de participaci\u00f3n normalizado limitado de la zona i.
\nKi = factor de participaci\u00f3n sin limitar de la zona i.
\nKj = factores de participaci\u00f3n de las zonas en estado ACTIVO.
\nN = n\u00famero de zonas en estado ACTIVO.
\nKk = factores de participaci\u00f3n sin limitar de las zonas en estado EMERGENCIA.
\nEn resumen, los factores de participaci\u00f3n normalizados reflejan la fracci\u00f3n real en p.u. de la capacidad de contribuci\u00f3n nominal que la zona est\u00e1 poniendo efectivamente a disposici\u00f3n de la Regulaci\u00f3n Compartida.
\n9. Entradas y Salidas a la RCP.
\n9.1 Entradas.
\nLos siguientes valores deben ser introducidos por el operador a trav\u00e9s de pantalla:
\n\u2013 Situaci\u00f3n de cada zona (ON \/ OFF \/ OFF REE \/PRUEBAS).
\n\u2013 Situaci\u00f3n de \u00aben antena hacia Francia\u00bb de cada una de las l\u00edneas.
\nLos siguientes valores se cargan de forma autom\u00e1tica, aunque pueden ser introducidos por el operador a trav\u00e9s de pantalla:
\n\u2013 Capacidad de contribuci\u00f3n nominal CTBCAP, en p.u., para cada zona y para cada hora.
\n\u2013 Programa de generaci\u00f3n o consumo NSI para cada zona y para cada hora8.
\n\u2013 Programas de intercambio internacional NSI F, NSI P y NSI M para cada hora.
\n\u2013 Reserva nominal a subir total asignada a la RCP para cada hora RESNUP.
\n\u2013 Reserva nominal a bajar total asignada a la RCP para cada hora RESNDW.
\nSon constantes del algoritmo modificables por pantalla:
\n\u2013 Constante de tiempo T1I de respuesta para cada zona.
\n\u2013 Constante \u00abBias\u00bb B de frecuencia de la RCP.
\n\u2013 L\u00edmites de alarma en estas interconexiones y sus correspondientes bandas muertas.
\n\u2013 Correcci\u00f3n al error de \u00e1rea por potencia excesiva en la interconexi\u00f3n.
\nLos siguientes par\u00e1metros son modificables a trav\u00e9s de pantalla, pero requiriendo la intervenci\u00f3n de personal especializado:
\n\u2013 Incremento y decremento de los factores de correcci\u00f3n \u03941 y \u03942.
\n\u2013 Par\u00e1metros para realizar el c\u00e1lculo el umbral de alarma para el control de respuesta de cada zona ATLIM (K2, K3 y K4).
\n\u2013 Par\u00e1metros utilizados en la l\u00f3gica de control de respuesta para el ajuste de los factores de correcci\u00f3n y detecci\u00f3n de mala respuesta (constante para el filtrado del error T2i, umbral para el c\u00e1lculo del LPRR KDPRR, etc.).
\n8 Programa disponible en SIOS. Se compara con el enviado por el regulador de zona, pudiendo pasar \u00e9sta a INACTIVO tal y como se describe en la secci\u00f3n 5.
\n\u2013 Par\u00e1metros utilizados en el filtro no lineal de NIDR (NFK1, NFK2, NFK3 y NFK4).
\n\u2013 Umbrales y bandas muertas utilizados en las diferentes fases de la l\u00f3gica (UM, BM, UMACE, DBACE, etc.).
\n\u2013 Los siguientes valores se toman de la base de datos de tiempo real (SCADA):
\n\u2022 Estado de activaci\u00f3n del AGC de cada zona.
\n\u2022 NID de cada zona, se\u00f1al filtrada a un valor que no supere NIDLIM.
\n\u2022 NSI de cada zona.
\n\u2022 PGC de cada zona.
\n\u2022 LIMSUP y LIMINF de cada zona.
\n\u2022 Estado de los interruptores de las interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos9.
\n\u2022 Potencia de las interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos10.
\n\u2022 Estado de control de las unidades con posibilidad de regular.
\n\u2022 Potencia individual de cada unidad.
\n9.2 Salidas.
\nLa salida primaria de la RCP la constituyen:
\n\u2013 El requisito de contribuci\u00f3n a la regulaci\u00f3n, CRR, para cada zona.
\n\u2013 Los factores de participaci\u00f3n normalizados, Ki, de cada zona.
\n\u2013 La constante de Bias de frecuencia (Bi), as\u00ed como el t\u00e9rmino de correcci\u00f3n de frecuencia (Bi x \u2206f), calculado por el OS para cada zona.
\nAdem\u00e1s, se dispone de un sumario de alarmas propio de la RCP, donde se registran las siguientes alarmas y sucesos:
\n\u2013 Toda entrada manual a trav\u00e9s de pantalla.
\n\u2013 Cambio en el estado de la Regulaci\u00f3n Compartida.
\n\u2013 Cambio en el estado de conexi\u00f3n con Francia y Portugal.
\n\u2013 Cambio en el estado de una zona.
\n\u2013 Excesivo intercambio con Francia y Portugal.
\n\u2013 Excesivo flujo en una interconexi\u00f3n con Francia y Portugal.
\n\u2013 Ausencia de zonas activas.
\n\u2013 Desv\u00edo del intercambio con Francia y Portugal inv\u00e1lidos.
\n\u2013 Desv\u00edo del intercambio en una zona inv\u00e1lida.
\nAs\u00ed como todas las dem\u00e1s que se estimen necesarias para el an\u00e1lisis del comportamiento de la RCP y de cada zona en particular.
\n10. Par\u00e1metros utilizados en la regulaci\u00f3n compartida.
\nA continuaci\u00f3n se describen los par\u00e1metros que intervienen en la funci\u00f3n de la Regulaci\u00f3n Compartida, junto con los valores que deben tener en cada momento, tanto en el CECOEL como en el sistema de respaldo.
\nSe entiende por par\u00e1metros de la RCP las magnitudes que pueden ser introducidas manualmente por el operador, a diferencia de otras variables de la RCP cuyo valor proviene de telemedidas o se calcula durante la ejecuci\u00f3n del programa.
\nEn relaci\u00f3n con los valores de dichos par\u00e1metros, esta secci\u00f3n debe recoger en cada momento los valores oficiales de los mismos. Por tanto, cualquier modificaci\u00f3n del valor de alguno de ellos debe traducirse en una actualizaci\u00f3n de este apartado, contemplando para ello la posibilidad de publicar a trav\u00e9s de la Web privada de eSIOS la tabla completa de par\u00e1metros.
\n9 Los estados incorrectos han de ser sustituidos de forma manual por el operador.
\n10 Las medidas de las interconexiones incorrectas han de ser sustituidas de forma manual por el operador.
\nEn cuanto a los valores con actualizaciones peri\u00f3dicas, se indica exclusivamente la periodicidad de su actualizaci\u00f3n, siendo otro documento u organismo los encargados de su actualizaci\u00f3n.
\nLos par\u00e1metros utilizados en la Regulaci\u00f3n Compartida se pueden clasificar en los siguientes grupos:
\n\u2013 Par\u00e1metros generales.
\n\u2013 Par\u00e1metros de modos de funcionamiento.
\n\u2013 Par\u00e1metros para c\u00e1lculo del requerimiento total.
\n\u2013 Par\u00e1metros para el filtrado del desv\u00edo de intercambio neto de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Par\u00e1metros para la supervisi\u00f3n de respuesta de las zonas de regulaci\u00f3n.
\nNombre Descripci\u00f3n Valor
\nPar\u00e1metros generales.
\nB Constante de BIAS de Espa\u00f1a (MW\/Hz). Anualmente es indicado por ENTSOE
\nG Factor de atenuaci\u00f3n del desv\u00edo de zona. 5
\n\u03941 Constante de decremento de los factores de correcci\u00f3n. 0,13
\n\u03942 Constante de incremento de los factores de correcci\u00f3n. 0,89
\nNIDLIM Valor m\u00e1ximo admitido del desv\u00edo de programa de la zona de regulaci\u00f3n. +- 3000 MW
\nModos de funcionamiento.
\nCBLIM Ciclos para paso a modo Control Block Pen\u00ednsula. 30 ciclos
\nNTOLIM Tiempo muerto hasta paso a modo Suspendido. 600 segundos
\nOTOLIM Tiempo muerto hasta paso a OFF. 160 s
\nMFF Desv\u00edo de frecuencia para paso a modo Frozen. 200 mHz
\nMFT Segundos para paso a modo Frozen. 60 segundos
\nUM Umbral de desv\u00edo de frecuencia para paso a modo Frecuencia. 200 mHz
\nBM Banda muerta del umbral de desv\u00edo de frecuencia para paso a modo Frecuencia. 50 mHz
\nRequerimiento total de la regulaci\u00f3n peninsular.
\nDBPRR Banda muerta del umbral para el c\u00e1lculo del PRR. 0 MW
\nUMACE Umbral del error de \u00e1rea para modo permisivo. 100 MW
\nDBACE Banda muerta del umbral del error de \u00e1rea para modo permisivo. 25 MW
\nFiltrado del desv\u00edo de intercambio neto de regulaci\u00f3n NIDR.
\nNFK1 Filtro no lineal del NIDR: umbral del acumulador. 5
\nNFK2 Filtro no lineal del NIDR: umbral del NIDR. 60
\nNFK3 Filtro no lineal del NIDR: ganancia de la integral de NIDR. 0,05
\nNFK4 Filtro no lineal del NIDR: ganancia del NIDR. 1
\nSupervisi\u00f3n de respuesta de las zonas de regulaci\u00f3n.
\nT1i Constante de filtrado de respuesta de zona. 100
\nT2i Constante de filtrado de error de seguimiento. 13,3
\nK2 Constante para el c\u00e1lculo del umbral de mala respuesta. 7 %
\nK3 Constante para limitar el valor del error retardado de zona. 2
\nK4 Valor m\u00ednimo del umbral de mala respuesta. 1
\nATDB Banda muerta del umbral de mala respuesta. 10 %
\nNPK2 Constante para la inicializaci\u00f3n del error retardado. 1
\nKD Umbral del PRR para el c\u00e1lculo del LPRR. 25 MW
\nKMAX M\u00e1ximo de la suma de los factores de participaci\u00f3n de las zonas. 3
\nT Constante de tiempo de filtrado de flujo de potencia activa por interconexi\u00f3n con Francia. 13,3 s
\nAnexo III
\nAplicaci\u00f3n del proceso europeo de compensaci\u00f3n de desequilibrios en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol
\n1. Introducci\u00f3n.
\nEn este anexo se describe la aplicaci\u00f3n en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol del proceso europeo de compensaci\u00f3n de desequilibrios (proceso Imbalance Netting, IN por sus siglas en ingl\u00e9s), conforme a lo contemplado en el Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una Directriz sobre la gesti\u00f3n de la red de transporte de electricidad (SOGL) y en el Reglamento (UE) 2017\/2195 de la Comisi\u00f3n de 23 de noviembre de 2017 por el que se establece una Directriz sobre el balance el\u00e9ctrico (Reglamento eB).
\n2. Participaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol en el proceso europeo de compensaci\u00f3n de desequilibrios.
\nConforme al art\u00edculo 22 de la EBGL, la participaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol en el proceso europeo de compensaci\u00f3n de desequilibrios (IN, por sus siglas en ingl\u00e9s) se realizar\u00e1 mediante la utilizaci\u00f3n de una plataforma europea gestionada por los operadores del sistema, conforme a lo establecido por la EBGL.
\nLa participaci\u00f3n del OS en el proceso europeo de compensaci\u00f3n de desequilibrios se realizar\u00e1 conforme a lo previsto en el \u00abMarco de Aplicaci\u00f3n para la plataforma europea de compensaci\u00f3n de desequilibrios (All TSOs\u2019 proposal for the implementation framework for a European platform for the imbalance netting process in accordance with Article 22 of Commission Regulation (EU) 2017\/2195 of 23 November 2017 establishing a guideline on electricity balancing (INIF))\u00bb, presentado por los TSOs europeos con fecha 18 de junio de 2018, para su aprobaci\u00f3n por las NRAs europeas, de acuerdo con lo establecido en el art\u00edculo 5.2(a) del Reglamento EB.
\n3. Proceso europeo de compensaci\u00f3n de desv\u00edos.
\nEl proceso de compensaci\u00f3n de desv\u00edos entre bloques de control frecuencia-potencia permite la compensaci\u00f3n de las necesidades de energ\u00eda de balance procedente de reservas de recuperaci\u00f3n de la frecuencia con activaci\u00f3n autom\u00e1tica (aFRR, por sus siglas en ingl\u00e9s, equivalente a la denominada regulaci\u00f3n secundaria en el sistema espa\u00f1ol) del bloque de control correspondiente al sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol con las necesidades opuestas del resto de los bloques de control frecuencia-potencia europeos y participantes en el proceso, con car\u00e1cter previo a la activaci\u00f3n de las energ\u00edas de balance de tipo aFRR en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\nEste proceso de compensaci\u00f3n se realiza en tiempo real, con respeto de la capacidad de intercambio disponible en las interconexiones internacionales.
\n4. Intercambios de informaci\u00f3n asociados a la aplicaci\u00f3n del proceso europeo de compensaci\u00f3n de desequilibrios.
\n4.1 Capacidad de intercambio disponible en las interconexiones internacionales (ATC).
\nConforme a lo establecido en el art\u00edculo 4 del INIF, el operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol comunicar\u00e1 a la plataforma europea de IN cualquier posible actualizaci\u00f3n del valor de la capacidad de intercambio disponible en las interconexiones internacionales con Francia y Portugal, al objeto de que esta informaci\u00f3n pueda ser tenida en cuenta en el proceso de compensaci\u00f3n llevado a cabo por la plataforma europea de IN.
\n4.2 L\u00edmites para la compensaci\u00f3n de desequilibrios en el proceso IN.
\nConforme a lo establecido en el art\u00edculo 4 del INIF, el operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de la plataforma europea de IN los valores de los l\u00edmites m\u00e1ximos de intercambio de energ\u00eda para la compensaci\u00f3n de desequilibrios, tanto globalmente para el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, como para cada una de las interconexiones participantes en la plataforma, y para cada sentido de flujo de la interconexi\u00f3n.
\nEn cada interconexi\u00f3n participante, el valor m\u00e1ximo de la compensaci\u00f3n de desequilibrios en cada sentido de flujo corresponder\u00e1 al valor de la capacidad de intercambio disponible en la interconexi\u00f3n en ese mismo sentido de flujo (ATC), pudiendo establecerse l\u00edmites adicionales en las interconexiones, de car\u00e1cter m\u00e1s restrictivo, por motivos de seguridad de los sistemas el\u00e9ctricos interconectados.
\n4.3 Necesidades de balance del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol comunicadas a la plataforma de IN.
\nConforme a lo establecido en el art\u00edculo 3.4 del INIF, el operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol pondr\u00e1 en tiempo real a disposici\u00f3n de la plataforma europea de IN las necesidades de regulaci\u00f3n secundaria (aFRR) del bloque de control correspondiente al sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, al objeto de su posible compensaci\u00f3n, parcial o total, en la plataforma de IN. Dichas necesidades se corresponder\u00e1n con el error de control de \u00e1rea en lazo abierto del bloque de control frecuencia-potencia correspondiente al sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n4.4 Resultados de la compensaci\u00f3n de desequilibrios en la plataforma europea de IN.
\nLa plataforma europea de IN comunicar\u00e1 al OS la se\u00f1al de correcci\u00f3n que ser\u00e1 incorporada en tiempo real al lazo de control de la regulaci\u00f3n secundaria en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, resultante del proceso de compensaci\u00f3n de la plataforma de IN, conforme se establece en el art\u00edculo 3.6 del INIF.
\n5. Liquidaci\u00f3n de los intercambios de energ\u00eda resultantes de la compensaci\u00f3n de desequilibrios en la plataforma europea de IN.
\nLos intercambios transfronterizos de energ\u00edas de balance entre operadores de sistemas el\u00e9ctricos establecidos como resultado de la aplicaci\u00f3n del proceso IN, ser\u00e1n valorados al precio medio ponderado de los denominados precios de oportunidad a subir y a bajar declarados por los operadores del sistema participantes en la plataforma europea de IN.
\nEl precio de oportunidad a subir y a bajar del bloque de control declarado por el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol ser\u00e1 el correspondiente al precio marginal de activaci\u00f3n de la energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria a subir y bajar, respectivamente.
\nLa liquidaci\u00f3n de los intercambios transfronterizos de energ\u00edas de balance para el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol en el marco de aplicaci\u00f3n del proceso IN, se anotar\u00e1 en la cuenta del operador del sistema.
\nEl saldo econ\u00f3mico mensual resultante de la liquidaci\u00f3n de los intercambios transfronterizos de energ\u00edas de balance para el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol establecido mediante la aplicaci\u00f3n del proceso IN ser\u00e1 liquidado entre el operador del sistema y la entidad de liquidaci\u00f3n que actuar\u00e1 como contraparte para la liquidaci\u00f3n de los TSOs.
\nP.O. 7.3 REGULACI\u00d3N TERCIARIA
\n1. Objeto.
\nEl objeto de este procedimiento es reglamentar el funcionamiento del servicio de balance de regulaci\u00f3n terciaria del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol. En el mismo se establecen los criterios relativos a los siguientes aspectos:
\n\u2013 Requerimientos de reserva de regulaci\u00f3n terciaria.
\n\u2013 Presentaci\u00f3n de ofertas de energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria.
\n\u2013 Asignaci\u00f3n de la prestaci\u00f3n.
\n\u2013 Control y medida de la prestaci\u00f3n.
\n\u2013 Criterios de liquidaci\u00f3n econ\u00f3mica del servicio.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento aplica al operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol (OS), a los proveedores de servicios de balance (Balancing Service Providers (BSPs), por sus siglas en ingl\u00e9s) habilitados por el OS conforme a lo establecido en la normativa de aplicaci\u00f3n vigente, y a los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance (Balancing Responsible Parties (BRPs), por sus siglas en ingl\u00e9s) del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n3. Definiciones.
\nA efectos de este procedimiento de operaci\u00f3n se deber\u00e1n tener en cuenta los t\u00e9rminos y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad y en el art\u00edculo 4 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, aprobadas por la CNMC, (en adelante Condiciones relativas al balance).
\nEn particular, los t\u00e9rminos correspondientes a:
\n\u2013 Mercado, se refiere al \u00abMercado mayorista de electricidad\u00bb al que se refiere el art\u00edculo 1 de la Circular 3\/2019 de 20 de noviembre, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\n\u2013 Participante en el mercado (PM), es una persona f\u00edsica o jur\u00eddica que compra, vende o genera electricidad, que participa en la agregaci\u00f3n o que es un gestor de la participaci\u00f3n activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energ\u00eda, incluida la emisi\u00f3n de \u00f3rdenes de negociaci\u00f3n, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de electricidad.
\n\u2013 Proveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en ingl\u00e9s): participante en el mercado que suministra energ\u00eda de balance y\/o reserva de balance a los TSO, tal como se define en el punto (12) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
\n\u2013 Sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance (BRP, por sus siglas en ingl\u00e9s): participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desv\u00edos en el mercado de la electricidad, tal como se define en el punto (14) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
\n\u2013 Servicio de regulaci\u00f3n terciaria: La regulaci\u00f3n terciaria es uno de los servicios de balance de activaci\u00f3n de reservas de potencia activa que tiene por objeto mantener la frecuencia y el equilibrio generaci\u00f3n-demanda del sistema. Este servicio, de activaci\u00f3n manual en un tiempo igual o inferior a 15 minutos, es gestionado por el OS mediante mecanismos del mercado y permite la restituci\u00f3n del uso de reserva autom\u00e1tica de regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2013 Oferta de regulaci\u00f3n terciaria: A los efectos de la prestaci\u00f3n de este servicio de balance, se define la oferta de regulaci\u00f3n terciaria como la variaci\u00f3n m\u00e1xima de potencia a subir o a bajar que, en el momento de presentar dicha oferta, y teniendo en cuenta las condiciones previstas en sus instalaciones, y en su caso, de su fuente de energ\u00eda primaria, puede ofrecer una unidad de programaci\u00f3n en un tiempo m\u00e1ximo de 15 minutos, y que puede ser mantenida, al menos, durante dos horas consecutivas.
\n\u2013 Reserva de regulaci\u00f3n terciaria del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol: A nivel del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, se considera como reserva total de regulaci\u00f3n terciaria el conjunto de las ofertas de regulaci\u00f3n terciaria de las unidades de programaci\u00f3n de los proveedores del servicio de regulaci\u00f3n terciaria en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n4. Proveedores del servicio.
\nPodr\u00e1n participar en este servicio complementario todas aquellas unidades de programaci\u00f3n conectadas al sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol que cumplan los requisitos recogidos en el art\u00edculo 9 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, aprobadas por la CNMC.
\nPara la aceptaci\u00f3n de ofertas y consideraci\u00f3n a todos los efectos de la participaci\u00f3n en el servicio complementario de regulaci\u00f3n terciaria de una unidad de programaci\u00f3n, el participante en el mercado proveedor del servicio deber\u00e1 contar con la autorizaci\u00f3n expresa del OS.
\nEl OS verificar\u00e1 la capacidad t\u00e9cnica y operativa de las unidades de programaci\u00f3n habilitadas para la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n terciaria mediante la comprobaci\u00f3n de los perfiles de respuesta en potencia para cada per\u00edodo de suministro. Dicha comprobaci\u00f3n tendr\u00e1 en cuenta el tiempo de activaci\u00f3n del producto de balance gestionado en el mercado de regulaci\u00f3n terciaria y el periodo de entrega en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, y la desviaci\u00f3n de la potencia neta suministrada por la unidad de programaci\u00f3n con respecto a su potencia neta programada en el mercado de regulaci\u00f3n terciaria. Mediante este seguimiento de la prestaci\u00f3n del servicio, el OS revaluar\u00e1 de forma continua la calificaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n como proveedoras del servicio de regulaci\u00f3n terciaria, conforme a lo recogido en el apartado 6 del art\u00edculo 159 del Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n, dando as\u00ed cumplimiento al proceso de reevaluaci\u00f3n que debe ser realizado como m\u00ednimo una vez cada 5 a\u00f1os.
\nSi el OS detectara un incumplimiento reiterado de los requisitos exigidos y\/o una inadecuada calidad del servicio prestado que pusiera de manifiesto la falta de capacidad t\u00e9cnica de la unidad de programaci\u00f3n para la prestaci\u00f3n del servicio y\/o la no remisi\u00f3n de la informaci\u00f3n de cambios o modificaciones que pudieran afectar a la prestaci\u00f3n del servicio, informar\u00e1 de forma detallada al titular de la unidad de programaci\u00f3n y a la CNMC, concediendo un plazo para introducir las mejoras necesarias. Si pasado el plazo no se introdujeran las mejoras indicadas, el OS podr\u00e1 retirar la habilitaci\u00f3n para la prestaci\u00f3n del servicio previamente concedida, hasta que se constate el cumplimiento del requerimiento del OS.
\n5. Requerimientos de reserva de regulaci\u00f3n terciaria previstos para el d\u00eda siguiente.
\nEl OS establecer\u00e1 el valor de la reserva de regulaci\u00f3n terciaria m\u00ednima necesaria en el sistema para cada per\u00edodo de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente, conforme al procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la reserva para la regulaci\u00f3n frecuencia-potencia.
\nLos requerimientos de reserva de regulaci\u00f3n terciaria ser\u00e1n publicados para el d\u00eda siguiente antes de la hora l\u00edmite establecida en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el proceso de programaci\u00f3n.
\nEn caso de que se detectase que la reserva de regulaci\u00f3n terciaria en los diferentes programas dentro del proceso de programaci\u00f3n del sistema no permite cubrir los requerimientos necesarios, el OS podr\u00e1 solicitar, en aplicaci\u00f3n del procedimiento de restricciones t\u00e9cnicas, el acoplamiento de grupos t\u00e9rmicos adicionales, para permitir disponer de la reserva de regulaci\u00f3n terciaria requerida en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n6. Presentaci\u00f3n de ofertas de regulaci\u00f3n terciaria.
\nLos proveedores del servicio de regulaci\u00f3n terciaria deber\u00e1n poner a disposici\u00f3n del OS la informaci\u00f3n relativa a la reserva de regulaci\u00f3n terciaria correspondiente a sus unidades de programaci\u00f3n habilitadas, tanto a subir como a bajar, mediante la presentaci\u00f3n de ofertas de reserva de regulaci\u00f3n terciaria a subir y\/o a bajar, dentro de los plazos de tiempo fijados en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el proceso de programaci\u00f3n.
\nAs\u00ed, todas las unidades de programaci\u00f3n proveedoras de este servicio presentar\u00e1n cada d\u00eda, la oferta de toda su reserva de regulaci\u00f3n terciaria, tanto a subir como a bajar, para cada uno de los per\u00edodos de programaci\u00f3n del d\u00eda siguiente.
\nLa reserva de regulaci\u00f3n terciaria ofertada deber\u00e1 ser coherente con la informaci\u00f3n estructural de la unidad de programaci\u00f3n previamente comunicada al OS, as\u00ed como con la situaci\u00f3n particular de las unidades de programaci\u00f3n a lo largo del proceso de programaci\u00f3n.
\nLas ofertas de regulaci\u00f3n terciaria deber\u00e1n ser actualizadas de forma continua siempre que se produzcan modificaciones en el proceso de la programaci\u00f3n que afecten al volumen ofrecido de reserva de regulaci\u00f3n terciaria de las unidades de programaci\u00f3n proveedoras de este servicio, y en particular, cuando existan indisponibilidades que afecten a la reserva de regulaci\u00f3n terciaria de una unidad de programaci\u00f3n.
\nEl per\u00edodo para la actualizaci\u00f3n de las ofertas de regulaci\u00f3n terciaria correspondientes a cada per\u00edodo de programaci\u00f3n finalizar\u00e1 25 minutos antes del inicio del horizonte de programaci\u00f3n inmediato siguiente, salvo en aquellos casos en los que el OS comunique, a trav\u00e9s del sistema de informaci\u00f3n del OS, una prolongaci\u00f3n del periodo para la actualizaci\u00f3n de estas ofertas.
\nLas unidades de programaci\u00f3n proveedoras de este servicio ofertar\u00e1n, para cada per\u00edodo de programaci\u00f3n, su reserva de regulaci\u00f3n terciaria, tanto a subir como a bajar, en MW, y el precio de la energ\u00eda correspondiente, en \u20ac\/MWh. Las ofertas de regulaci\u00f3n terciaria tienen un car\u00e1cter completamente divisible.
\nAsimismo, las ofertas de regulaci\u00f3n terciaria deber\u00e1n respetar los l\u00edmites t\u00e9cnicos de precios establecidos en los mensajes de env\u00edo de ofertas que forman parte de la documentaci\u00f3n t\u00e9cnica de intercambio de informaci\u00f3n PM-OS.
\nEn el anexo I de este procedimiento de operaci\u00f3n se resumen los principales criterios de validaci\u00f3n de ofertas que son aplicados en las distintas fases del proceso de asignaci\u00f3n.
\n7. Asignaci\u00f3n de ofertas de regulaci\u00f3n terciaria.
\nCon una antelaci\u00f3n de 15 minutos respecto al inicio de la hora de programaci\u00f3n, el OS, efectuar\u00e1 cuando el sistema el\u00e9ctrico as\u00ed lo requiera, una primera asignaci\u00f3n (activaci\u00f3n programada) de ofertas de regulaci\u00f3n terciaria para la hora siguiente. Esta asignaci\u00f3n podr\u00e1 ser actualizada con posterioridad, en cualquier momento, hasta el final del periodo de programaci\u00f3n (activaci\u00f3n directa).
\nEl OS realizar\u00e1 la asignaci\u00f3n de ofertas para la prestaci\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n terciaria aplicando criterios de m\u00ednimo coste, teniendo en cuenta las ofertas existentes en el momento de proceder a su asignaci\u00f3n. El algoritmo de regulaci\u00f3n terciaria realizar\u00e1 el correspondiente control en el proceso de asignaci\u00f3n al objeto de que las asignaciones de regulaci\u00f3n terciaria respeten las limitaciones establecidas por seguridad del sistema.
\nLa asignaci\u00f3n de una oferta de reserva de regulaci\u00f3n terciaria en un instante determinado y mantenida durante un cierto per\u00edodo de tiempo equivale a la aplicaci\u00f3n de un redespacho de energ\u00eda sobre el programa de energ\u00eda previo de dicha unidad de programaci\u00f3n. Este redespacho es calculado en base al producto de la variaci\u00f3n de potencia asociada a la oferta de regulaci\u00f3n terciaria asignada por el tiempo en el que se mantiene dicha asignaci\u00f3n.
\nLa energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria asignada ser\u00e1 valorada al precio marginal resultante del proceso de asignaci\u00f3n en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n, para cada sentido de asignaci\u00f3n (subir\/bajar).
\nEn el caso de que se asigne a una unidad de programaci\u00f3n una oferta de regulaci\u00f3n terciaria en un sentido, en el caso de que posteriormente, dentro de la misma hora, se presente la necesidad de asignar reserva de regulaci\u00f3n terciaria en sentido opuesto, se asignar\u00e1 esta \u00faltima mediante la reducci\u00f3n, en primer lugar, de las asignaciones que se hubieran efectuado con anterioridad en sentido contrario, sin afectar al precio marginal de la reserva de regulaci\u00f3n terciaria en este nuevo sentido, siempre que dicha desasignaci\u00f3n parcial o total sea suficiente.
\nLa valoraci\u00f3n econ\u00f3mica de asignaciones de regulaci\u00f3n terciaria a subir y a bajar ser\u00e1 \u00fanicamente por la energ\u00eda efectivamente solicitada en el intervalo de tiempo en el que se ha mantenido la asignaci\u00f3n.
\nLas unidades de programaci\u00f3n habilitadas para la provisi\u00f3n del servicio de regulaci\u00f3n terciaria modificar\u00e1n su programa de energ\u00eda en caso de resultar asignadas en el proceso de asignaci\u00f3n de regulaci\u00f3n terciaria.
\nEn el anexo II de este procedimiento se resumen las principales caracter\u00edsticas del algoritmo utilizado para la asignaci\u00f3n de las ofertas de regulaci\u00f3n terciaria.
\n8. Mecanismo excepcional de asignaci\u00f3n.
\nEn los casos en los que, por razones de emergencia, ausencia de ofertas por fuerza mayor, o de otra \u00edndole no prevista o controlable, no sea posible la asignaci\u00f3n de ofertas de regulaci\u00f3n terciaria, el OS podr\u00e1 adoptar las decisiones de programaci\u00f3n que considere m\u00e1s oportunas, en relaci\u00f3n con la utilizaci\u00f3n de la reserva de regulaci\u00f3n terciaria disponible en el sistema, justificando posteriormente sus actuaciones ante los participantes del mercado afectados y ante la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, sin perjuicio de la retribuci\u00f3n a la que hubiera lugar por la citada prestaci\u00f3n del servicio y por las modificaciones de los programas de las unidades de programaci\u00f3n que fuesen necesarias.
\n9. Control del cumplimiento del servicio de regulaci\u00f3n terciaria en tiempo real.
\nEl OS comprobar\u00e1 el cumplimiento de la regulaci\u00f3n terciaria asignada mediante las telemedidas de potencia activa registradas en su sistema de control de energ\u00eda en tiempo real, verific\u00e1ndose la idoneidad de las respuestas de la unidad de programaci\u00f3n, tanto en t\u00e9rminos de variaci\u00f3n de la potencia (escal\u00f3n de potencia), como del cumplimiento del tiempo m\u00e1ximo (15 minutos) en el que dicha modificaci\u00f3n de potencia debe tener lugar.
\n10. Liquidaci\u00f3n de la provisi\u00f3n del servicio.
\nEl tratamiento econ\u00f3mico del servicio de regulaci\u00f3n terciaria est\u00e1 definido en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones de pago.
\n10.1 Liquidaci\u00f3n de las asignaciones de regulaci\u00f3n terciaria.
\nLa energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria ser\u00e1 valorada al precio marginal de las ofertas de regulaci\u00f3n terciaria asignadas en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n, distinguiendo la reserva a subir de la reserva a bajar, y siendo calculado dicho precio marginal de acuerdo con el mecanismo especificado en el anexo II de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\nLas asignaciones de regulaci\u00f3n terciaria que, en su caso, pueda aplicar el OS por mecanismo excepcional de asignaci\u00f3n ser\u00e1n valoradas conforme a los siguientes criterios:
\n\u2022 Asignaciones de terciaria por mecanismo excepcional de asignaci\u00f3n a subir:
\n\u2013 1,15 veces el precio marginal horario resultante de la asignaci\u00f3n de regulaci\u00f3n terciaria a subir en dicho periodo horario, si el precio resultante de asignaci\u00f3n de terciaria a subir es mayor o igual que cero.
\n\u2013 0,85 veces el precio marginal horario resultante de la asignaci\u00f3n de regulaci\u00f3n terciaria a subir en dicho periodo horario, si el precio resultante de asignaci\u00f3n de terciaria a subir es menor que cero.
\n\u2013 En caso de no existir asignaci\u00f3n de terciaria a subir en el periodo horario:
\n1,15 veces el precio horario del mercado diario del mismo periodo de programaci\u00f3n, si dicho precio es mayor o igual a 0.
\n1,15 veces el valor medio aritm\u00e9tico del precio resultante del mercado diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente, si el precio marginal horario del mercado diario en dicho periodo de programaci\u00f3n es menor que 0.
\n\u2022 Asignaciones de terciaria por mecanismo excepcional de asignaci\u00f3n a bajar:
\n\u2013 0,85 veces el precio marginal horario resultante de la asignaci\u00f3n de regulaci\u00f3n terciaria a bajar en dicho periodo horario, si el precio resultante de asignaci\u00f3n de terciaria a bajar es mayor o igual que cero.
\n\u2013 1,15 veces el precio marginal horario resultante de la asignaci\u00f3n de regulaci\u00f3n terciaria a bajar en dicho periodo horario, si el precio resultante de asignaci\u00f3n de terciaria a bajar es menor que cero.
\n\u2013 En caso de no existir asignaci\u00f3n de terciaria a bajar en el periodo horario:
\n0,85 veces el precio horario del mercado diario del mismo periodo de programaci\u00f3n, si dicho precio es mayor o igual a 0.
\n1,15 veces el precio horario del mercado diario del mismo periodo de programaci\u00f3n, si dicho precio es inferior a 0.
\nEste mismo criterio de liquidaci\u00f3n excepcional ser\u00e1 aplicable a aquella reserva de regulaci\u00f3n terciaria que, a pesar de la obligatoriedad de la presentaci\u00f3n de dicha oferta, no haya sido ofertada y para la que el OS haya requerido la utilizaci\u00f3n de la correspondiente reserva de regulaci\u00f3n terciaria.
\n10.2 Revisi\u00f3n del cumplimiento efectivo del servicio.
\nSe revisar\u00e1n las asignaciones de este servicio para verificar el cumplimiento efectivo del mismo. En concreto, se verificar\u00e1 el cumplimiento del valor del saldo neto de las asignaciones de energ\u00edas de balance procedentes de reserva de sustituci\u00f3n (RR, por sus siglas en ingl\u00e9s) y regulaci\u00f3n terciaria por zona de regulaci\u00f3n o para cada conjunto de unidades de programaci\u00f3n del mismo sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance.
\nEl c\u00e1lculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago est\u00e1 definido en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago.
\nAnexo I
\nCriterios de validaci\u00f3n de las ofertas de reserva de regulaci\u00f3n terciaria
\nLa participaci\u00f3n en el servicio de regulaci\u00f3n terciaria por parte de los proveedores del servicio se llevar\u00e1 a cabo a trav\u00e9s del env\u00edo de bloques de ofertas (volumen ofertado, precio y sentido subir\/bajar) para distintos per\u00edodos de programaci\u00f3n, entendi\u00e9ndose, como oferta de regulaci\u00f3n terciaria, el conjunto de bloques ofertados de una unidad de programaci\u00f3n para un mismo per\u00edodo de programaci\u00f3n.
\nLas ofertas presentadas por los participantes del mercado mediante sus unidades de programaci\u00f3n para la prestaci\u00f3n del servicio complementario de regulaci\u00f3n terciaria ser\u00e1n sometidas a los siguientes criterios de validaci\u00f3n:
\n1. Validaciones aplicadas a las ofertas de regulaci\u00f3n terciara en el momento de recepci\u00f3n.
\n\u2013 La oferta deber\u00e1 ser enviada por el participante del mercado y proveedor del servicio de regulaci\u00f3n terciaria asociado a la unidad de programaci\u00f3n a la que corresponde la oferta.
\n\u2013 S\u00f3lo se admitir\u00e1 una oferta por unidad de programaci\u00f3n y periodo para cada fecha de convocatoria. De esta forma, si para una misma fecha de convocatoria y periodo se env\u00eda m\u00e1s de una vez una oferta para una misma unidad de programaci\u00f3n, la \u00faltima informaci\u00f3n sustituir\u00e1 a la anterior.
\n\u2013 El per\u00edodo de tiempo que cubre la oferta deber\u00e1 estar incluido en el horizonte de la convocatoria abierta vigente en el momento de recepci\u00f3n de la oferta.
\n\u2013 Solo se admitir\u00e1n como v\u00e1lidas las ofertas con fecha y per\u00edodo de programaci\u00f3n igual o superior al siguiente per\u00edodo de programaci\u00f3n en curso.
\nEn caso de incumplimiento de alguno de los criterios de validaci\u00f3n anteriormente expuestos, la oferta ser\u00e1 rechazada.
\n2. Comprobaciones previas a la asignaci\u00f3n de las ofertas.
\nEstas comprobaciones se efect\u00faan al establecer las escaleras de ofertas de regulaci\u00f3n terciaria a subir y a bajar, y siempre antes de la asignaci\u00f3n de ofertas, al requerir la consideraci\u00f3n de informaciones tales como limitaciones de programa por seguridad e indisponibilidades de unidades de producci\u00f3n, que pueden haberse visto modificadas desde el momento en el que se validaron las ofertas en el momento de su recepci\u00f3n.
\nLas comprobaciones que se realizan antes de la asignaci\u00f3n de las ofertas son las siguientes:
\n\u2013 La oferta de terciaria no viola ninguno de los l\u00edmites por seguridad establecidos sobre las unidades de programaci\u00f3n.
\n\u2013 La oferta de terciaria respeta las comunicaciones de indisponibilidad de las unidades de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Validaci\u00f3n de que la oferta de terciaria respeta los l\u00edmites de potencia m\u00e1xima o de potencia contratada de las unidades de programaci\u00f3n proveedoras del servicio.
\n\u2013 La oferta a bajar de unidades de programaci\u00f3n de entregas de energ\u00eda debe ser igual o inferior a su programa de generaci\u00f3n, mientras que la oferta a subir de las unidades de programaci\u00f3n para la toma de energ\u00eda, debe ser inferior o igual que su programa de adquisici\u00f3n.
\nCuando un bloque de oferta viole alguno de estos l\u00edmites, el bloque ser\u00e1 truncado hasta el punto en que deje de violar el l\u00edmite.
\nEn este mercado, al poder efectuarse asignaciones de duraci\u00f3n inferior a un per\u00edodo de programaci\u00f3n, al aplicar la validaci\u00f3n se tiene en cuenta el perfil de potencia de la unidad de programaci\u00f3n.
\nAnexo II
\nAlgoritmo de asignaci\u00f3n de ofertas de regulaci\u00f3n terciaria
\n1. Caracter\u00edsticas del algoritmo de asignaci\u00f3n.
\nLas caracter\u00edsticas principales de este algoritmo de asignaci\u00f3n de ofertas son las siguientes:
\n\u2013 El algoritmo realiza la asignaci\u00f3n de ofertas de regulaci\u00f3n terciaria de potencia (MW), no de energ\u00eda.
\n\u2013 El proceso de asignaci\u00f3n abarca un \u00fanico y determinado per\u00edodo de programaci\u00f3n.
\n\u2013 El algoritmo realiza asignaciones de duraci\u00f3n igual o inferior a un per\u00edodo de programaci\u00f3n.
\n\u2013 En caso de asignaciones de duraci\u00f3n inferiores al periodo de programaci\u00f3n, el horizonte de asignaci\u00f3n abarca el per\u00edodo comprendido entre los minutos de inicio y final de la asignaci\u00f3n establecidos por el OS, o bien, hasta el final del per\u00edodo de programaci\u00f3n en cuesti\u00f3n, en el caso de que el OS no establezca de forma expl\u00edcita un instante final de asignaci\u00f3n distinto del instante final de dicho per\u00edodo de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Se trata de un proceso de asignaci\u00f3n meramente econ\u00f3mico, basado en la obtenci\u00f3n de la soluci\u00f3n que cubra el requisito solicitado al m\u00ednimo coste. El algoritmo no contempla ninguna condici\u00f3n adicional a esta.
\n\u2013 Como resultado del proceso de asignaci\u00f3n se obtiene un precio marginal de la asignaci\u00f3n de ofertas en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n que viene determinado por el precio de la oferta de precio m\u00e1s elevado (o de menor precio, si se trata de reserva de regulaci\u00f3n terciaria a bajar) que haya sido asignada de forma parcial o total en dicho per\u00edodo de programaci\u00f3n.
\n2. Descripci\u00f3n del funcionamiento del algoritmo.
\nEl procedimiento utilizado en el proceso de asignaci\u00f3n de ofertas se basa, en primer lugar, en la construcci\u00f3n de una lista ordenada por precio de oferta con todos los bloques v\u00e1lidos que ofertan en el per\u00edodo de programaci\u00f3n en cuesti\u00f3n (escaleras de terciaria a subir y a bajar).
\n\u2013 El criterio de ordenaci\u00f3n depende del sentido de la oferta (subir\/bajar): los bloques que ofertan reserva de regulaci\u00f3n terciaria a subir se ordenan de menor a mayor precio y los que ofertan reserva de regulaci\u00f3n terciaria a bajar se ordenan de mayor a menor precio de oferta.
\n\u2013 Si existen varios bloques de oferta con el mismo precio, estos se ordenan en primer lugar dando prioridad a la no reducci\u00f3n de la producci\u00f3n (caso de asignaci\u00f3n de ofertas a bajar) o al aumento de la producci\u00f3n (caso de asignaci\u00f3n de ofertas a subir) de las instalaciones que utilicen fuentes de energ\u00eda renovable y, tras ellas, a las instalaciones de cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia, y despu\u00e9s, el resto de las instalaciones, y en el caso de igualdad en los grupos anteriores, por orden de llegada de los ficheros de oferta.
\nUna vez establecidas las escaleras de terciaria a subir y a bajar, e identificados las necesidades del sistema en tiempo real, se procede a efectuar el proceso de asignaci\u00f3n, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:
\n\u2013 En el caso de que previamente a una asignaci\u00f3n, se hubiera realizado una asignaci\u00f3n de reserva de regulaci\u00f3n terciaria en sentido opuesto, tienen preferencia los bloques asignados anteriormente. Es decir, para ir en direcci\u00f3n contraria, siempre se desasigna lo que se hubiera asignado previamente antes de asignar nuevas ofertas en sentido opuesto.
\n\u2013 Una vez finalizada la asignaci\u00f3n, se convierte la potencia asignada en el correspondiente redespacho en energ\u00eda y se genera as\u00ed la correspondiente asignaci\u00f3n de energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria.
\n\u2013 El precio de la asignaci\u00f3n de ofertas depende del sentido de la oferta. As\u00ed las asignaciones de los bloques que ofertan regulaci\u00f3n terciaria a subir van asociadas al precio marginal de la reserva de regulaci\u00f3n terciaria a subir, mientras que las de los bloques que ofertan regulaci\u00f3n terciaria a bajar van asociadas al precio marginal de la reserva de regulaci\u00f3n terciaria a bajar.
\n\u2013 Aunque dentro de un mismo per\u00edodo de programaci\u00f3n se realicen varias sesiones de asignaci\u00f3n de ofertas de reserva de regulaci\u00f3n terciaria, solo existir\u00e1 en dicho per\u00edodo de programaci\u00f3n un \u00fanico precio marginal de regulaci\u00f3n terciaria a subir (si se han asignado en dicho per\u00edodo de programaci\u00f3n ofertas de regulaci\u00f3n terciaria a subir) y otro de regulaci\u00f3n terciaria a bajar (si se han asignado en dicho per\u00edodo de programaci\u00f3n ofertas de regulaci\u00f3n terciaria a bajar).
\nEstos precios ser\u00e1n los extremos de las asignaciones de ofertas realizadas en dicho per\u00edodo de programaci\u00f3n (oferta de precio m\u00e1s elevado, en el caso de la regulaci\u00f3n terciaria a subir, y oferta de menor precio, en el caso de la regulaci\u00f3n terciaria a bajar). Puede ocurrir que no haya precio marginal en alg\u00fan sentido (subir o bajar), en el caso de que no haya sido preciso asignar ofertas de dicha escalera (escalera de terciaria a subir o a bajar), al haber existido \u00fanicamente asignaciones y desasignaciones de ofertas en la escalera de regulaci\u00f3n terciaria contraria.
\nP.O. 9.1 INTERCAMBIOS DE INFORMACI\u00d3N RELATIVOS AL PROCESO DE PROGRAMACI\u00d3N
\n1. Objeto.
\nConstituye el objeto de este procedimiento de operaci\u00f3n el establecimiento de la informaci\u00f3n, procedimientos y plazos aplicables a las publicaciones e intercambios de informaci\u00f3n necesarios para el cumplimiento de las funciones y obligaciones del operador del sistema (OS) en el \u00e1mbito del proceso de programaci\u00f3n y gesti\u00f3n de los servicios de ajuste del sistema, sin perjuicio de cualquier otra publicaci\u00f3n o intercambio de informaci\u00f3n establecido reglamentariamente.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los siguientes sujetos:
\na) Operador del Sistema (OS).
\nA efectos de este procedimiento de operaci\u00f3n, el OS ser\u00e1 el encargado de poner a disposici\u00f3n de los participantes en el mercado la informaci\u00f3n a la que tengan derecho conforme a los criterios de publicidad establecidos en este procedimiento de operaci\u00f3n, realizar\u00e1 propuestas de modificaci\u00f3n o de implantaci\u00f3n de nuevos intercambios de informaci\u00f3n y mantendr\u00e1 los mecanismos y herramientas necesarias para realizar el tratamiento y gesti\u00f3n de dicha informaci\u00f3n.
\nb) Participantes en el mercado (PM).
\nLos participantes en el mercado ser\u00e1n responsables de facilitar al OS toda la informaci\u00f3n requerida, de acuerdo con los medios establecidos en el presente procedimiento, y de hacer llegar al OS, cualquier posible actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n previamente comunicada. Los PM podr\u00e1n tener acceso a la informaci\u00f3n por ellos aportada.
\nA efectos de las comunicaciones con el OS, los participantes en el mercado ser\u00e1n responsables de depositar en los propios sistemas de informaci\u00f3n del OS la informaci\u00f3n recogida en el presente procedimiento, as\u00ed como de proveer los mecanismos de comunicaci\u00f3n necesarios y hacerse cargo de sus costes.
\n3. Car\u00e1cter y tratamiento de la informaci\u00f3n.
\nLos criterios de publicidad de la informaci\u00f3n gestionada por el OS sobre los procesos relacionados con el mercado mayorista de electricidad son los establecidos en el Real Decreto-Ley 6\/2000 de 23 de junio, en el informe 1\/2001 de la CNE (actual CNMC) sobre las propuestas de modificaci\u00f3n de las Reglas de funcionamiento del mercado con objeto de adaptarlas al Real Decreto-Ley 6\/2000, en el Escrito de la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas de fecha 19 de noviembre de 2004 y en lo dispuesto en la regulaci\u00f3n europea vigente en relaci\u00f3n con la transparencia de la informaci\u00f3n sobre el mercado mayorista de electricidad.
\nAtendiendo a estos criterios:
\n\u2013 El OS, en el \u00e1mbito de su competencia, har\u00e1 p\u00fablicos los datos agregados comprensivos de los programas asociados al proceso de programaci\u00f3n, vol\u00famenes de indisponibilidades de unidades de programaci\u00f3n, resultados y precios de las asignaciones en los servicios de ajuste del sistema, as\u00ed como, las curvas agregadas de oferta y demanda correspondientes y los valores de capacidades comerciales y programas de intercambio internacional por interconexi\u00f3n.
\n\u2013 El OS har\u00e1 p\u00fablico los resultados desagregados de los procesos de programaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico, respetando los plazos que se determinan en este procedimiento de operaci\u00f3n.
\n\u2013 El OS, antes de estar obligado a hacerla p\u00fablica, garantizar\u00e1 el secreto de la informaci\u00f3n de car\u00e1cter confidencial puesta a su disposici\u00f3n por los PM, tal y como se establece en el apartado 2k) del art\u00edculo 30 de la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre.
\nNo obstante, lo anterior, las Autoridades Reguladoras Nacionales podr\u00e1n disponer de toda la informaci\u00f3n, con el m\u00e1ximo nivel de detalle, sin aguardar los plazos de confidencialidad para los participantes en el mercado mayorista de electricidad.
\n4. Intercambios de informaci\u00f3n.
\n4.1 Intercambios de informaci\u00f3n peri\u00f3dicos relevantes en el proceso de programaci\u00f3n.
\nLos datos e intercambios de informaci\u00f3n que, en el cumplimiento de sus funciones, el OS debe manejar para realizar los procesos de programaci\u00f3n y de gesti\u00f3n de los servicios de ajuste del sistema, que posteriormente ser\u00e1n objeto de liquidaci\u00f3n en el \u00e1mbito del mercado mayorista de electricidad, se realizar\u00e1n en los sistemas de informaci\u00f3n del OS.
\nEstos intercambios de informaci\u00f3n estar\u00e1n coordinados, en su caso, con los intercambios de informaci\u00f3n que el OS deba realizar con otros operadores del sistema, con el operador del mercado (OM) y con otras entidades, en cumplimiento de sus funciones.
\nLos intercambios de informaci\u00f3n integrados en el proceso de programaci\u00f3n pueden tener car\u00e1cter peri\u00f3dico, generalmente asociados a un plazo l\u00edmite de publicaci\u00f3n, en los diferentes horizontes de largo plazo, diario, intradiario y tiempo real o car\u00e1cter eventual, tras la ocurrencia de un evento relevante que requiera la realizaci\u00f3n de dicho intercambio.
\nEn el anexo I se encuentra el detalle de la informaci\u00f3n asociada al proceso de programaci\u00f3n en el mercado mayorista de electricidad.
\n4.2 Gesti\u00f3n y modificaci\u00f3n de datos estructurales.
\nPara el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS en relaci\u00f3n con los procesos de la programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema en el mercado mayorista de electricidad es necesario disponer de la informaci\u00f3n actualizada relativa a:
\n\u2013 Participantes en el mercado (PM).
\n\u2013 Unidades de programaci\u00f3n (UP).
\n\u2013 Unidades f\u00edsicas (UF).
\n\u2013 Zonas de Regulaci\u00f3n (ZR).
\n\u2013 Unidades de Prestaci\u00f3n del Servicio de Control de Tensi\u00f3n (UPR).
\nEl alta y\/o modificaci\u00f3n de la informaci\u00f3n estructural ser\u00e1 solicitada mediante el correspondiente formulario disponible en la Web de acceso privado del OS, debidamente cumplimentado por el PM y acompa\u00f1ado del soporte documental justificativo del cambio.
\nUna vez revisada la modificaci\u00f3n solicitada por el PM, y, en su caso, en coordinaci\u00f3n con el OM, el OS comunicar\u00e1 al PM la fecha para la cual se realizar\u00e1 el cambio solicitado, o bien, en su caso, el motivo de la no realizaci\u00f3n de dicho cambio.
\n5. Sistemas de informaci\u00f3n del operador del sistema (SIOS).
\nLos datos e intercambios de informaci\u00f3n del proceso de programaci\u00f3n ser\u00e1n gestionados por los Sistemas de Informaci\u00f3n del Operador del Sistema (SIOS).
\nCon objeto de garantizar la m\u00e1xima disponibilidad, los Sistemas de Informaci\u00f3n del OS ser\u00e1n sistemas redundantes.
\nAsimismo, aquellos sistemas considerados cr\u00edticos para el proceso de programaci\u00f3n dispondr\u00e1n de un sistema de respaldo en una localizaci\u00f3n diferente del sistema principal. El OS informar\u00e1 a los usuarios de los modos de acceso a ambos sistemas, siendo estos usuarios los responsables de disponer de los medios de comunicaci\u00f3n con el centro de respaldo utilizando los diferentes modos de acceso definidos por el OS.
\n5.1 Comunicaci\u00f3n con los SIOS.
\nLa comunicaci\u00f3n entre el OS y los PM, y en su caso, entre el OS, el OM u otras entidades participantes en el mercado mayorista de electricidad, as\u00ed como la divulgaci\u00f3n de la informaci\u00f3n de car\u00e1cter p\u00fablico, ser\u00e1 efectuada desde los SIOS por medios electr\u00f3nicos de intercambio de informaci\u00f3n, utilizando en cada momento las tecnolog\u00edas que sean m\u00e1s adecuadas, dando cumplimiento a los siguientes requisitos t\u00e9cnicos:
\na) Sistema de acceso remoto, r\u00e1pido, fiable y f\u00e1cilmente utilizable.
\nb) Garant\u00eda de confidencialidad absoluta y a toda prueba de la informaci\u00f3n propiedad de cada PM.
\nc) En caso de env\u00edos de mensajes a los Sistemas de Informaci\u00f3n del OS, existencia de acuse de recibo de cada mensaje recibido, con indicaci\u00f3n de fecha y hora.
\nEl OS publicar\u00e1 los medios electr\u00f3nicos disponibles de intercambio de informaci\u00f3n y sus caracter\u00edsticas, aquellos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, as\u00ed como los plazos previstos para ello.
\nLa adopci\u00f3n de nuevos medios electr\u00f3nicos de intercambio de informaci\u00f3n, as\u00ed como la suspensi\u00f3n de la utilizaci\u00f3n de alguno de los existentes, se comunicar\u00e1 a los usuarios con la suficiente antelaci\u00f3n de forma que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informaci\u00f3n.
\nPara la realizaci\u00f3n de los intercambios de informaci\u00f3n bidireccionales, el OS dispondr\u00e1 diversos medios alternativos de uso com\u00fan para el acceso tanto al sistema principal como al de respaldo, y comunicar\u00e1 a los usuarios los detalles t\u00e9cnicos necesarios para el acceso y los procedimientos de actuaci\u00f3n en caso de conmutaci\u00f3n entre los dos sistemas.
\nLa instalaci\u00f3n, mantenimiento y configuraci\u00f3n de los canales de comunicaci\u00f3n para acceder al SIOS ser\u00e1 responsabilidad y correr\u00e1 a cargo de los usuarios, salvo acuerdo bilateral expreso contrario. El OS indicar\u00e1 en cada caso las normas y procedimientos aplicables a los equipos a instalar en sus instalaciones.
\n5.2 Servicios de acceso a los sistemas de informaci\u00f3n del OS.
\nLos servicios de acceso a los SIOS depender\u00e1n del car\u00e1cter de la informaci\u00f3n a la que dan acceso.
\nSeg\u00fan el tipo de informaci\u00f3n, existir\u00e1n dos servicios de acceso:
\na) Servicio de acceso p\u00fablico, que no requiere del uso de ning\u00fan tipo de certificado.
\nb) Servicio de acceso privado, que requerir\u00e1 el uso de un certificado digital personal otorgado por el OS, o por entidades reconocidas por el OS.
\nEl servicio privado estar\u00e1 reservado \u00fanicamente a los participantes en el mercado (PM), al OM, a otros operadores del sistema y a otras entidades involucradas en el proceso de programaci\u00f3n del mercado mayorista de electricidad conforme a la normativa vigente.
\nLos servicios de acceso, tanto privados como p\u00fablicos utilizar\u00e1n las tecnolog\u00edas m\u00e1s adecuadas en cada caso.
\nLas direcciones electr\u00f3nicas de los servicios de acceso privado y p\u00fablico ser\u00e1n facilitadas por el OS.
\n5.3 Sistema de seguridad de los servicios de acceso privado a los SIOS.
\nEl sistema de seguridad de los servicios de acceso privado a los SIOS se basa en la utilizaci\u00f3n de los siguientes elementos:
\na) Canal de comunicaci\u00f3n cifrado para asegurar la privacidad de la informaci\u00f3n intercambiada.
\nb) Uso de certificados digitales para la autenticaci\u00f3n al realizar las conexiones con el SIOS, la firma de los documentos electr\u00f3nicos que constituyen los intercambios de informaci\u00f3n, y garantizar el no repudio de dichos documentos.
\n5.3.1 Certificados digitales.
\nLos certificados del apartado b) anterior se emitir\u00e1n almacenados en un fichero en alguno de los formatos est\u00e1ndar del mercado. El fichero estar\u00e1 protegido por una contrase\u00f1a para evitar su utilizaci\u00f3n indebida. Los PM y otros sujetos y entidades de mercado mayorista de electricidad podr\u00e1n solicitar uno o varios certificados digitales.
\nSer\u00e1 responsabilidad del titular de cada certificado la guarda y custodia del mismo. Asimismo, en caso de robo o extrav\u00edo deber\u00e1 comunicar este hecho lo antes posible al OS, para que este proceda a dar de baja, a la mayor brevedad posible, el certificado.
\nLos certificados digitales ser\u00e1n emitidos por el OS actuando como Autoridad Certificadora. Los usuarios reconocen al OS como Autoridad Certificadora de confianza por el mero hecho de la utilizaci\u00f3n del certificado digital.
\nLos certificados digitales se emitir\u00e1n con fecha de caducidad. Ser\u00e1 responsabilidad del usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar, en su caso, la renovaci\u00f3n del certificado con una antelaci\u00f3n no inferior a 5 d\u00edas laborables respecto a la fecha de caducidad.
\nAsimismo, ser\u00e1 responsabilidad del PM o entidad de mercado solicitar la anulaci\u00f3n de los certificados cuando lo consideren conveniente (por ejemplo, cese de actividad de usuarios responsables de los certificados).
\n6. Formatos de intercambio de informaci\u00f3n.
\nLos documentos electr\u00f3nicos intercambiados con los PM y otros sujetos y entidades del mercado el\u00e9ctrico, y su contenido, formato y plazos de publicaci\u00f3n o recepci\u00f3n por el OS, se describen en un \u00fanico documento denominado \u00abIntercambio de Informaci\u00f3n con el Operador del Sistema\u00bb, organizado en una serie de vol\u00famenes. Estos vol\u00famenes y sus modificaciones ser\u00e1n publicados, con la antelaci\u00f3n suficiente antes de su entrada en vigor, en la web dispuesta para este fin por el OS.
\nLos documentos intercambiados con el Operador del Mercado, y su contenido, formato y plazos de publicaci\u00f3n o recepci\u00f3n por el OS, se describen en el documento denominado \u00abModelo de Ficheros para el Intercambio de Informaci\u00f3n entre el OS y el OM\u00bb acordado conjuntamente por el OS y el OM.
\nAnexo I
\nIntercambios de informaci\u00f3n del proceso de programaci\u00f3n
\nSalvo indicaci\u00f3n expresa en contra, el periodo de programaci\u00f3n de las siguientes publicaciones es el periodo horario.
\n1. Informaci\u00f3n de car\u00e1cter p\u00fablico comunicada por el OS.
\n1.1 Previsi\u00f3n de demanda.
\nEl OS facilitar\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n relativa a la previsi\u00f3n de demanda (incluido el consumo asociado a autoconsumo) del sistema peninsular espa\u00f1ol con la siguiente periodicidad:
\nAnualmente: Antes del d\u00eda quince del mes de diciembre. Previsiones semanales del a\u00f1o siguiente, indicando valor m\u00e1ximo y m\u00ednimo semanal.
\nMargen de las previsiones para el a\u00f1o siguiente. Esta publicaci\u00f3n se realizar\u00e1 con una semana de antelaci\u00f3n respecto a las asignaciones de capacidad en horizonte anual.
\nMensualmente: En los primeros quince d\u00edas del mes anterior a aqu\u00e9l al que se refiere la previsi\u00f3n. Previsiones referidas a meses completos.
\nPrevisiones para cada una de las semanas del mes siguiente, indicando valor m\u00e1ximo y m\u00ednimo semanal.
\nSemanalmente: Cada viernes, al menos dos horas antes del cierre del periodo de presentaci\u00f3n de ofertas al mercado diario. Valores m\u00e1ximo y m\u00ednimo de demanda prevista para cada uno de los d\u00edas de la semana natural siguiente.
\nDiariamente: Al menos dos horas antes respecto a la hora de cierre del periodo de presentaci\u00f3n de ofertas al mercado diario. Periodos horarios del d\u00eda siguiente.
\nHorariamente: Cada hora. Con un horizonte de 30 horas desde la hora de publicaci\u00f3n.
\nAdicionalmente, y de acuerdo con la Circular 4\/2019, el OS realizar\u00e1 y publicar\u00e1 las previsiones de demanda considerando tres niveles de previsi\u00f3n:
\nAnual: En el mes de diciembre para el siguiente a\u00f1o. Predicci\u00f3n de la demanda peninsular anual en el mes de diciembre del a\u00f1o anterior.
\nDiaria D+1: Antes de las 11:00 (una hora antes del cierre de ofertas al mercado diario). Desglose horario.
\nIntradiaria H+3: Tres horas antes de cada hora del d\u00eda en curso. Horariamente para todas las horas del d\u00eda en curso.
\n1.2 Previsi\u00f3n producci\u00f3n e\u00f3lica y solar.
\nEl OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a las previsiones de generaci\u00f3n (incluida la generaci\u00f3n asociada al autoconsumo) e\u00f3lica y solar t\u00e9rmica y fotovoltaica del sistema peninsular espa\u00f1ol:
\nDiariamente: Con una antelaci\u00f3n no inferior a las 18h00 CET del d\u00eda anterior al de suministro. Previsi\u00f3n desde el d\u00eda siguiente y la semana m\u00f3vil siguiente.
\nHorariamente: Cada hora. Previsi\u00f3n desde hora siguiente a la hora de publicaci\u00f3n y el per\u00edodo horario final del d\u00eda siguiente.
\nAdicionalmente, y de acuerdo con la Circular 4\/2019, el OS realizar\u00e1 y publicar\u00e1 las previsiones de e\u00f3lica y solar fotovoltaica en los siguientes dos niveles de previsi\u00f3n:
\nDiaria D+1: Antes de las 11:00. Predicci\u00f3n diaria de generaci\u00f3n peninsular e\u00f3lica m\u00e1s fotovoltaica para el d\u00eda siguiente, con desglose horario.
\nIntradiaria H+3: Tres horas antes de cada hora del d\u00eda en curso. Predicci\u00f3n intradiaria de la generaci\u00f3n peninsular e\u00f3lica m\u00e1s fotovoltaica.
\n1.3 Indisponibilidad de las infraestructuras de transporte.
\nEl OS facilitar\u00e1, semanalmente, la informaci\u00f3n actualizada, correspondiente a las fechas de inicio y fin (d\u00eda y hora) asociadas a indisponibilidades y planes de mantenimiento que modifiquen la capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales en un valor igual o superior a 100 MW y la mantendr\u00e1 actualizar\u00e1 en caso de producirse modificaciones.
\n1.4 Disponibilidad\/indisponibilidad de unidades de generaci\u00f3n y demanda.
\nEl OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a:
\n\u2013 La generaci\u00f3n el\u00e9ctrica disponible agregada por tipo de producci\u00f3n conforme a las categor\u00edas definidas para la generaci\u00f3n en el apartado 1.9 de este anexo con periodicidad mensual, para el horizonte semanal, mensual, trimestral y anual.
\n\u2013 Planes de mantenimiento e indisponibilidades.
\nMensualmente, dentro de los primeros 10 d\u00edas de cada mes Planes de mantenimiento previstos para el a\u00f1o m\u00f3vil en:
\n\u2212 Unidades de programaci\u00f3n de potencia neta igual o superior a 200 MW
\n\u2212 Unidades de generaci\u00f3n y consumo de potencia neta igual o superior a 100 MW
\nCada hora. Actualizaci\u00f3n de los planes de mantenimiento e indisponibilidades comunicadas no previstas de:
\n\u2212 Unidades de programaci\u00f3n de potencia neta igual o superior a 200 MW
\n\u2212 Unidades de generaci\u00f3n y consumo de potencia neta igual o superior a 100 MW
\n1.5 \u00cdndice de llenado medio semanal de almacenamiento hidroel\u00e9ctrico.
\nEl OS publicar\u00e1 semanalmente el \u00edndice de llenado medio semanal agregado de todos los dep\u00f3sitos de agua e instalaciones de almacenamiento hidroel\u00e9ctrico (MWh), correspondiente a la semana anterior, incluyendo la cifra correspondiente a la misma semana del a\u00f1o anterior.
\n1.6 Generaci\u00f3n y demanda real.
\nEl OS facilitar\u00e1, a m\u00e1s tardar, una hora despu\u00e9s del periodo de operaci\u00f3n la informaci\u00f3n de tiempo real correspondiente a valores horarios de:
\n\u2022 Demanda real del sistema registrada para cada hora.
\n\u2022 Entregas de energ\u00eda de las unidades de generaci\u00f3n agregada por tipos de producci\u00f3n conforme a las categor\u00edas establecidas en el apartado 1.9 de este anexo.
\nEn el d\u00eda D+1, estar\u00e1 ya disponible la informaci\u00f3n correspondiente a las medidas de entregas o tomas de energ\u00eda de cada una de las unidades de generaci\u00f3n, demanda y almacenamiento de potencia neta igual o superior a 100 MW.
\n1.7 Capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales (NTC, por sus siglas en ingl\u00e9s).
\nEl OS facilitar\u00e1 para cada una de las interconexiones internacionales (Francia, Portugal, Marruecos y Andorra) la siguiente informaci\u00f3n:
\nAnualmente: No m\u00e1s tarde del d\u00e9cimo d\u00eda previo a la fecha de ejecuci\u00f3n de las subastas anuales, pero nunca despu\u00e9s del 1 de diciembre. Valores de capacidad de intercambio previstos para el a\u00f1o siguiente, con resoluci\u00f3n horaria, para cada sentido de flujo de potencia.
\nMensualmente: No m\u00e1s tarde de las 13:00 horas del tercer d\u00eda laborable previo a la fecha de ejecuci\u00f3n de las subastas mensuales Valores de la capacidad de intercambio previstos para el mes siguiente, con resoluci\u00f3n horaria por sentido de flujo de potencia.
\nValores de la capacidad de intercambio previstos para el a\u00f1o en curso, con resoluci\u00f3n horaria por sentido de flujo de potencia.
\nHorizonte diario: Antes de la hora l\u00edmite correspondiente al Plazo de Firmeza Diario de cada d\u00eda (Art\u00edculo 69 del Reglamento CACM) Valores de capacidad de intercambio previstos para el d\u00eda siguiente, con resoluci\u00f3n horaria, para cada sentido de flujo de potencia.
\nEn tiempo real, con al menos una hora de antelaci\u00f3n respecto al cierre de presentaci\u00f3n de ofertas al mercado diario Cualquier modificaci\u00f3n identificada con posterioridad ser\u00e1 actualizada en tiempo real para el horizonte de programaci\u00f3n que alcanza hasta las 24 horas del d\u00eda siguiente.
\n1.8 Subastas expl\u00edcitas de capacidad.
\nEl OS, o tercero habilitado, facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a las especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas expl\u00edcitas de largo plazo en las interconexiones europeas, en la forma y plazos que se establecen en las Reglas HAR (Reglas Armonizadas de Asignaci\u00f3n de Capacidad en el largo plazo).
\n1.9 Programas de generaci\u00f3n y consumo.
\nEl OS facilitar\u00e1 los programas correspondientes a los diferentes horizontes de programaci\u00f3n: Programa diario base de funcionamiento (PDBF), Programa diario viable provisional (PDVP), Programas Horarios Finales (PHF y PHFC) y Programa horario operativo (P48).
\n\u2013 En el plazo m\u00e1ximo de 90 minutos respecto a los horarios establecidos en el proceso de programaci\u00f3n se facilitar\u00e1n los programas agregados conforme a las siguientes categor\u00edas:
\n\u2022 Hidr\u00e1ulica.
\n\u2022 E\u00f3lica.
\n\u2022 Solar fotovoltaica.
\n\u2022 Solar t\u00e9rmica.
\n\u2022 Otras Renovables.
\n\u2022 Nuclear.
\n\u2022 Turbinaci\u00f3n bombeo.
\n\u2022 Ciclo Combinado.
\n\u2022 Carb\u00f3n.
\n\u2022 Fuel-Gas.
\n\u2022 Cogeneraci\u00f3n.
\n\u2022 Residuos no Renovables.
\n\u2022 Consumo Bombeo.
\n\u2022 Programa Enlace Baleares.
\n\u2022 Importaciones.
\n\u2022 Exportaciones.
\n\u2022 Saldo Internacional.
\n\u2022 Comercializadores.
\n\u2022 Comercializadores de referencia.
\n\u2022 Consumidores directos en mercado.
\n\u2022 Consumo servicios auxiliares.
\n\u2022 Gen\u00e9ricas.
\n\u2013 Transcurrido un mes desde el d\u00eda de programaci\u00f3n, el OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a los programas por participante en el mercado.
\n\u2013 A los 90 d\u00edas respecto al d\u00eda de programaci\u00f3n, toda la informaci\u00f3n ser\u00e1 p\u00fablica por unidad de programaci\u00f3n, sin nivel alguno de agregaci\u00f3n.
\nAdicionalmente, el OS facilitar\u00e1, el programa horario operativo (P48) por unidad de programaci\u00f3n, sin nivel alguno de agregaci\u00f3n, en el plazo m\u00e1ximo de una hora desde su publicaci\u00f3n.
\n1.10 Programas de intercambio internacionales:
\nEn el plazo m\u00e1ximo de 90 minutos respecto a los horarios establecidos en el proceso de programaci\u00f3n, el OS publicar\u00e1 los programas de intercambio internacionales establecidos por los PM en los diferentes horizontes de programaci\u00f3n (PDBF, PDVP, PHF, PHFC y P48) por cada una de las interconexiones internacionales como resultado de:
\n\u2013 La participaci\u00f3n en los mercados de energ\u00eda.
\n\u2013 La gesti\u00f3n en las interconexiones en las que no existe un mecanismo coordinado de capacidad.
\n\u2013 La participaci\u00f3n en las plataformas europeas de balance.
\n\u2013 La gesti\u00f3n coordinada de congestiones identificadas en las interconexiones en tiempo real y, en su caso, cualquier otro ajuste en tiempo real que modifique los programas de intercambio internacional establecidos por los PM.
\nAdicionalmente, el OS, o tercero habilitado, facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a:
\n\u2013 Las rentas de congesti\u00f3n procedentes de la gesti\u00f3n de las interconexiones internacionales mediante mecanismos de acoplamiento de mercado o de participaci\u00f3n en plataformas de balance con periodicidad diaria, o de subastas expl\u00edcitas de acuerdo con el calendario de subastas expl\u00edcitas.
\n\u2013 Antes del \u00faltimo d\u00eda del mes siguiente al periodo de programaci\u00f3n, los costes derivados de las acciones coordinadas de balance o aplicaci\u00f3n de redespachos de energ\u00eda en tiempo real que hayan sido necesarios aplicar para la soluci\u00f3n de congestiones en las interconexiones.
\n1.11 Proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas:
\nEl OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n referente al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF en el plazo m\u00e1ximo de 30 minutos tras la publicaci\u00f3n del PDVP, y la informaci\u00f3n referente al proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real en un plazo m\u00e1ximo de 30 minutos tras el correspondiente periodo de programaci\u00f3n:
\n\u2013 Resultados agregados de energ\u00eda programada por sentido y seg\u00fan los distintos tipos de limitaci\u00f3n y precio medio resultante del proceso de la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en el PDBF y durante la operaci\u00f3n en tiempo real.
\n\u2013 Volumen agregado de limitaciones de programa aplicadas.
\nAsimismo, el OS facilitar\u00e1 los resultados de energ\u00eda programada del proceso de la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en el PDBF y durante la operaci\u00f3n en tiempo real:
\n\u2013 Agregados conforme apartado 1.9 de este anexo, en el plazo m\u00e1ximo de tres d\u00edas desde el d\u00eda de programaci\u00f3n, incluyendo precios de asignaci\u00f3n.
\n\u2013 Agregados por participante en el mercado, transcurrido un mes desde el d\u00eda de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Por unidad de programaci\u00f3n, sin nivel alguno de agregaci\u00f3n, a los 90 d\u00edas respecto al d\u00eda de programaci\u00f3n, incluyendo precios de asignaci\u00f3n y limitaciones establecidas por seguridad.
\n1.12 Banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nCon periodicidad diaria, antes de transcurridos 30 minutos desde la realizaci\u00f3n del proceso de asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria el OS publicar\u00e1:
\n\u2013 Los requerimientos de banda de regulaci\u00f3n secundaria del sistema a subir y a bajar para el d\u00eda siguiente.
\n\u2013 El resultado agregado y precio marginal de la asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria a subir y a bajar para el d\u00eda siguiente.
\n\u2013 La curva agregada anonimizada de ofertas de banda de regulaci\u00f3n secundaria a subir y a bajar.
\nAsimismo, el OS facilitar\u00e1 los resultados del proceso de asignaci\u00f3n de banda de regulaci\u00f3n secundaria:
\n\u2013 En el plazo m\u00e1ximo de tres d\u00edas desde el d\u00eda de publicaci\u00f3n y agregados conforme apartado 1.9 de este anexo, incluyendo los resultados de la reasignaci\u00f3n de banda.
\n\u2013 Transcurrido un mes desde el d\u00eda de programaci\u00f3n, el OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a los resultados por participante en el mercado.
\n\u2013 A los 90 d\u00edas respecto al d\u00eda de programaci\u00f3n, toda la informaci\u00f3n ser\u00e1 p\u00fablica por unidad de programaci\u00f3n, sin nivel alguno de agregaci\u00f3n, incluyendo precios de asignaci\u00f3n y ofertas de banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\n1.13 Energ\u00edas de balance.
\n1.13.1 Reservas de sustituci\u00f3n (RR, por sus siglas en ingl\u00e9s).
\nEl OS publicar\u00e1, a m\u00e1s tardar, 30 minutos despu\u00e9s del correspondiente periodo de programaci\u00f3n la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 Volumen total de energ\u00eda de balance tipo RR asignada a los proveedores del servicio del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol por la plataforma europea RR.
\n\u2013 Necesidades solicitadas y satisfechas del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, indicando el sentido (subir\/bajar) y el tipo de necesidad (inel\u00e1stica\/el\u00e1stica).
\n\u2013 Precio marginal cuarto-horario correspondiente a la activaci\u00f3n de energ\u00eda de balance tipo RR en el \u00e1rea correspondiente al sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol.
\n\u2013 Curva agregada anonimizada de ofertas de energ\u00eda de balance tipo RR a subir y a bajar del sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol enviadas a la plataforma europea RR.
\n\u2013 Requisitos de control de flujo en las interconexiones solicitados desde el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol para las interconexiones entre Francia-Espa\u00f1a y Portugal-Espa\u00f1a.
\nEl OS publicar\u00e1, antes del \u00faltimo d\u00eda del mes siguiente al periodo de programaci\u00f3n, la informaci\u00f3n relativa a la liquidaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol derivada de la consideraci\u00f3n de los requisitos de control de flujo en las interconexiones internacionales.
\nAsimismo, el OS facilitar\u00e1 los resultados de la asignaci\u00f3n de energ\u00edas de balance RR:
\n\u2013 En el plazo m\u00e1ximo de tres d\u00edas desde el d\u00eda de publicaci\u00f3n y agregados conforme apartado 1.9 de este anexo, incluyendo precios de asignaci\u00f3n.
\n\u2013 Transcurrido un mes desde el d\u00eda de programaci\u00f3n, el OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a los resultados por participante en el mercado.
\n\u2013 A los 90 d\u00edas respecto al d\u00eda de programaci\u00f3n, toda la informaci\u00f3n ser\u00e1 p\u00fablica por unidad de programaci\u00f3n, sin nivel alguno de agregaci\u00f3n, incluyendo precios de asignaci\u00f3n y ofertas de RR presentadas por los proveedores del servicio.
\n1.13.2 Regulaci\u00f3n terciaria.
\nEl OS publicar\u00e1, a m\u00e1s tardar, 30 minutos despu\u00e9s del correspondiente periodo de programaci\u00f3n la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 Volumen total de energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria asignada a subir y a bajar.
\n\u2013 La curva agregada anonimizada de ofertas presentadas por los PM de regulaci\u00f3n terciaria a subir y a bajar.
\n\u2013 Precio marginal horario correspondiente a la activaci\u00f3n de energ\u00eda terciaria.
\nAsimismo, el OS facilitar\u00e1 los siguientes resultados del proceso de asignaci\u00f3n de regulaci\u00f3n terciaria:
\n\u2013 En el plazo m\u00e1ximo de tres d\u00edas desde el d\u00eda de publicaci\u00f3n y agregados conforme apartado 1.9 de este anexo, incluyendo precios de asignaci\u00f3n.
\n\u2013 Transcurrido un mes desde el d\u00eda de programaci\u00f3n, el OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a los resultados por participante en el mercado.
\n\u2013 A los 90 d\u00edas respecto al d\u00eda de programaci\u00f3n, toda la informaci\u00f3n ser\u00e1 p\u00fablica por unidad de programaci\u00f3n, sin nivel alguno de agregaci\u00f3n, incluyendo precios de asignaci\u00f3n y ofertas de regulaci\u00f3n terciaria presentadas por los PM.
\n1.13.3 Energ\u00eda activada de regulaci\u00f3n secundaria.
\nCon periodicidad diaria, antes de las 13:00 horas con la informaci\u00f3n del d\u00eda anterior, el OS publicar\u00e1:
\n\u2013 Volumen total agregado de energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria a subir y a bajar y el precio marginal correspondiente a la activaci\u00f3n de energ\u00eda secundaria.
\nEl primer d\u00eda laborable siguiente al d\u00eda D, el OS publicar\u00e1:
\n\u2013 Volumen de energ\u00eda compensada de importaci\u00f3n y exportaci\u00f3n del sistema peninsular espa\u00f1ol por aplicaci\u00f3n del proceso de compensaci\u00f3n de desequilibrios en la plataforma europea de IN.
\nMensualmente, el OS publicar\u00e1:
\n\u2013 Precios cuarto-horarios del proceso de IN de aplicaci\u00f3n al bloque de control peninsular espa\u00f1ol calculados por la plataforma europea de IN.
\n1.14 Servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad.
\nEl OS facilitar\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n a m\u00e1s tardar, 30 minutos despu\u00e9s del correspondiente periodo de programaci\u00f3n, la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 Volumen de demanda interrumpible (potencia activa que se podr\u00eda dejar de consumir por los proveedores del servicio de interrumpibilidad en el caso de la aplicaci\u00f3n de una orden de reducci\u00f3n de potencial).
\n\u2013 Tras cada activaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad, el OS har\u00e1 p\u00fablica la informaci\u00f3n de volumen de recurso interrumpible solicitado por aplicaci\u00f3n de interrumpibilidad (MWh), desglosado por los siguientes criterios:
\n\u2022 Por criterios econ\u00f3micos.
\n\u2022 Por criterios t\u00e9cnicos.
\n\u2022 A efectos de comprobaci\u00f3n del funcionamiento efectivo del servicio.
\n1.15 Desv\u00edos.
\nEl OS, antes de transcurridos 30 minutos desde la hora de programaci\u00f3n, facilitar\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 Energ\u00eda de balance neta del sistema.
\n\u2013 Precio del desv\u00edo a subir y a bajar.
\n1.16 Enlace sistema el\u00e9ctrico peninsular-sistema el\u00e9ctrico balear.
\n\u2013 La capacidad programable del enlace entre el sistema el\u00e9ctrico peninsular y el sistema el\u00e9ctrico balear, actualizada en tiempo real.
\n\u2013 Resultado agregado del programa de entrega de energ\u00eda a trav\u00e9s del enlace Pen\u00ednsula-Baleares en los diferentes horizontes de programaci\u00f3n (programas PDBF, PDVP, PHF y P48).
\n\u2013 Resultado agregado de los redespachos aplicados en tiempo real sobre el programa de entrega de energ\u00eda a trav\u00e9s del enlace Pen\u00ednsula-Baleares.
\n2. Informaci\u00f3n confidencial.
\n2.1 Informaci\u00f3n por unidad de programaci\u00f3n que deviene a p\u00fablica transcurridos los plazos de confidencialidad.
\nEl OS comunicar\u00e1 a cada participante en el mercado, de forma confidencial, la informaci\u00f3n correspondiente a sus unidades programaci\u00f3n, en los plazos indicados en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el proceso de programaci\u00f3n resultante de dichos procesos:
\n\u2013 Subastas de capacidad de contratos bilaterales en interconexiones en las que no existe un mecanismo coordinado de capacidad.
\n\u2013 Programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema en el mercado mayorista de electricidad (programas PDBF, PDVP, PHF y PHFC publicados por el OS).
\n\u2013 Asignaciones y redespachos de los diferentes servicios de ajuste del sistema.
\nAsimismo, pondr\u00e1 a disposici\u00f3n cada uno de los PM, en los plazos indicados en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el proceso de programaci\u00f3n, toda la informaci\u00f3n confidencial de sus unidades de programaci\u00f3n, enviada por PM al OS e integrada correctamente en los SIOS:
\n\u2013 Contratos bilaterales.
\n\u2013 Cambios de programa entre BRP.
\n\u2013 Ofertas presentadas en los diferentes servicios de ajuste del sistema.
\n\u2013 Desv\u00edos comunicados y redespachos por indisponibilidad en tiempo real.
\nLos titulares de unidades de producci\u00f3n compartidas que no sean responsables del env\u00edo de ofertas para la participaci\u00f3n de la unidad de programaci\u00f3n en los mercados de servicios de ajuste del sistema tendr\u00e1n acceso a la informaci\u00f3n del resultado de la participaci\u00f3n de dichas unidades de producci\u00f3n en los mercados de servicios de ajuste del sistema, pero no se les comunicar\u00e1 la informaci\u00f3n de las correspondientes ofertas presentadas a estos mercados.
\nLa informaci\u00f3n contenida en este apartado, de car\u00e1cter confidencial, devendr\u00e1 en p\u00fablica en aplicaci\u00f3n de los plazos establecidos en el apartado 1 de este anexo.
\n2.2 Informaci\u00f3n de car\u00e1cter confidencial.
\n2.2.1 Informaci\u00f3n confidencial por unidad de programaci\u00f3n o unidad f\u00edsica.
\nEl OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de cada uno de los participantes en el mercado, en los plazos indicados en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece el proceso de programaci\u00f3n, la informaci\u00f3n confidencial de sus unidades de programaci\u00f3n o unidades f\u00edsicas, enviada por los participantes en el mercado al OS e integrada correctamente en los SIOS correspondiente a:
\n\u2013 Nominaciones de programa en unidades de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Desgloses de programa en unidades f\u00edsicas.
\n\u2013 Potencias hidr\u00e1ulicas m\u00e1ximas y valores m\u00ednimos por unidad de programaci\u00f3n.
\n2.2.2 Situaci\u00f3n de la red de transporte.
\nCon periodicidad diaria, antes del cierre de ofertas al mercado diario, los participantes en el mercado dispondr\u00e1n de la informaci\u00f3n actualizada sobre la situaci\u00f3n de la red de transporte.
\n2.2.3 Casos PSS\/E.
\nLos casos PSS\/E (software para el an\u00e1lisis de sistemas el\u00e9ctricos de potencia) utilizados para los an\u00e1lisis de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF ser\u00e1n puestos a disposici\u00f3n de los participantes en el mercado antes de transcurridos tres d\u00edas h\u00e1biles desde el d\u00eda de programaci\u00f3n.
\nP.O. 14.1 CONDICIONES GENERALES DEL PROCESO DE LIQUIDACI\u00d3N DEL OPERADOR DEL SISTEMA
\n1. Objeto.
\nEl objeto de este procedimiento de operaci\u00f3n es establecer las condiciones generales de los procesos del operador del sistema de liquidaci\u00f3n y de comunicaci\u00f3n de los cobros y pagos y gesti\u00f3n de garant\u00edas establecidos en los puntos j), m) y n), y en su caso ac), del apartado 2 del art\u00edculo 30 de la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.
\n1.1 Procesos de liquidaci\u00f3n.
\nLos procesos de liquidaci\u00f3n comprenden las siguientes actividades:
\n\u2013 Admisi\u00f3n, suspensi\u00f3n y baja de la participaci\u00f3n en el mercado mayorista de electricidad.
\n\u2013 Obtenci\u00f3n y actualizaci\u00f3n de los datos de los participantes en el mercado.
\n\u2013 C\u00e1lculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago.
\nEl operador del sistema llevar\u00e1 a cabo las actividades del proceso de liquidaci\u00f3n del Mercado conforme a la normativa vigente y a lo establecido en los procedimientos de operaci\u00f3n, en particular en los siguientes:
\nPO 14.2 Admisi\u00f3n de participantes en el mercado y datos necesarios durante su participaci\u00f3n.
\nPO 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
\nPO 14.6 Liquidaci\u00f3n de intercambios internacionales no realizados por sujetos del mercado.
\nPO 14.8 Sujeto de Liquidaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n y de las instalaciones de autoconsumo.
\n1.2 Procesos de comunicaci\u00f3n de cobros y pagos y gesti\u00f3n de garant\u00edas.
\nLos procesos de comunicaci\u00f3n de cobros y pagos y gesti\u00f3n de las garant\u00edas comprenden las siguientes actividades:
\n\u2013 Registro de las anotaciones en cuenta.
\n\u2013 C\u00e1lculo y gesti\u00f3n de las garant\u00edas de pago.
\n\u2013 Expedici\u00f3n de facturas, cobros y pagos.
\nEl operador del sistema llevar\u00e1 a cabo estas actividades conforme a la normativa vigente, al calendario establecido en el apartado 6 de este procedimiento y a lo establecido en los procedimientos de operaci\u00f3n siguientes:
\nPO 14.3 Garant\u00edas de pago.
\nPO 14.7 Expedici\u00f3n de facturas, cobros y pagos.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n y definiciones.
\n2.1 \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento de operaci\u00f3n es de aplicaci\u00f3n a los participantes en el mercado, a los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance (BRP, por sus siglas en ingl\u00e9s), a los proveedores de servicios de balance (BSP, por sus siglas en ingl\u00e9s) y al operador del sistema.
\nEste procedimiento es de aplicaci\u00f3n al operador del mercado en lo referente a la admisi\u00f3n, suspensi\u00f3n o baja de Agentes del Mercado Diario como consecuencia respectivamente de la admisi\u00f3n, suspensi\u00f3n o baja de participantes en el mercado.
\n2.2 Referencias y definiciones.
\nLas referencias a Reglamento (UE) 2019\/943 se entender\u00e1n como referidas al Reglamento (UE) 2019\/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad.
\nLas referencias a Circular 3\/2019 se entender\u00e1n como referidas a la Circular 3\/2019, de 20 de noviembre, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\nLas referencias a Mercado se entender\u00e1n como referidas al \u00abMercado mayorista de electricidad\u00bb definido en el art\u00edculo 1 de la Circular 3\/2019 como \u00abel integrado por el conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energ\u00eda y de otros servicios relacionados con el suministro de energ\u00eda el\u00e9ctrica\u00bb.
\nDe acuerdo con establecido en la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico, y en el Reglamento (UE) 2017\/2195, de la Comisi\u00f3n, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance el\u00e9ctrico, el mercado mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, organizados y no organizados, mercado diario, mercado intradiario, mercado de ajuste, entendidos estos como los servicios de no frecuencia y servicios de balance del sistema, necesarios para garantizar un suministro adecuado al consumidor, incluyendo la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas\u00bb.
\nLas referencias a Ministerio en este procedimiento se entender\u00e1n como referidas al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y Reto Demogr\u00e1fico, o al que cada momento ostente la competencia en materia de energ\u00eda.
\nLas referencias a CNMC en este procedimiento se entender\u00e1n como referidas a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y de la Competencia.
\nLas referencias a Condiciones del Balance se entender\u00e1n como referidas a las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol aprobadas por la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.
\nLas referencias a Reglamento EB en este procedimiento se entender\u00e1n como referidas al Reglamento (UE) 2017\/2195 por el que se establece una directriz sobre el balance el\u00e9ctrico.
\n\u00abParticipante en el mercado\u00bb: persona f\u00edsica o jur\u00eddica que est\u00e1 generando, comprando o vendiendo electricidad, que participa en la agregaci\u00f3n o que es un gestor de la participaci\u00f3n activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energ\u00eda, incluida la emisi\u00f3n de ordenes de negociaci\u00f3n, en uno o varios de los mercados de la electricidad, entre ellos los mercados de la energ\u00eda de balance. Definici\u00f3n 25) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943.
\n\u00abSujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance (BRP por sus siglas en ingl\u00e9s)\u00bb: participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desv\u00edos en el mercado de la electricidad. Definici\u00f3n 14) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943.
\n\u00abResponsabilidad en materia de balance\u00bb: todos los participantes del mercado ser\u00e1n responsables de los desv\u00edos que causen en el sistema (\u00abresponsabilidad de balance\u00bb). A tal fin, los participantes del mercado ser\u00e1n sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance o delegar\u00e1n contractualmente su responsabilidad en un sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance de su elecci\u00f3n. Cada sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance responder\u00e1 financieramente de los desv\u00edos y se esforzar\u00e1 por lograr el equilibrio o por contribuir a que el sistema el\u00e9ctrico est\u00e9 en equilibrio. Art\u00edculo 5 del Reglamento (UE) 2019\/943.
\n\u00abProveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en ingl\u00e9s)\u00bb: participante en el mercado que suministra energ\u00eda de balance y\/o reserva de balance a los TSO, tal como se define en el punto (12) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943.
\n\u00abUnidad de programaci\u00f3n (UP)\u00bb: es la unidad elemental por medio de la cual se establecen los programas de energ\u00eda en el mercado mayorista de electricidad definidos en el procedimiento de operaci\u00f3n 3.1.
\nLos horarios mencionados en este procedimiento est\u00e1n referidos a la Hora Central Europea CET (Central European Time) o CEST (Central European Summer Time).
\n3. Participaci\u00f3n en el Mercado.
\n3.1 Admisi\u00f3n para participar en el Mercado.
\nLos participantes en el mercado, deber\u00e1n observar los requisitos establecidos en el PO 14.2 en lo relativo a informaci\u00f3n necesaria para la participaci\u00f3n, los requisitos de prestaci\u00f3n de garant\u00edas de pago establecidos en el PO 14.3 y, en su caso, los requisitos y procedimientos establecidos en el PO 14.8.
\nLos representantes que act\u00faen por cuenta de cualquier participante a los efectos de su participaci\u00f3n en el mercado deber\u00e1n acreditar la representaci\u00f3n en el proceso de admisi\u00f3n seg\u00fan lo establecido en el art\u00edculo 5.2 de la Ley 39\/2015, indicando si ostentan:
\n1. Representaci\u00f3n directa: cuando el representante act\u00fae en nombre ajeno y por cuenta ajena. En este caso, el representado ser\u00e1 el \u00fanico obligado al pago del importe de la factura de la liquidaci\u00f3n y, en su caso, el \u00fanico con derecho al cobro de la misma. El representado deber\u00e1 prestar las garant\u00edas que se le requiera por ser la entidad que comporta la condici\u00f3n de deudor y, como tal, el \u00fanico obligado al pago de la deuda devengada en la liquidaci\u00f3n.
\n2. Representaci\u00f3n indirecta: cuando el representante act\u00fae en nombre propio, pero por cuenta ajena. En este caso, el representante ser\u00e1 el sujeto obligado al pago del importe de la factura de la liquidaci\u00f3n y, en su caso, con derecho al cobro de la misma. La garant\u00eda deber\u00e1 prestarla el representante. Se considerar\u00e1 siempre al representante como el titular de las garant\u00edas a todos los efectos, y espec\u00edficamente en el caso de ejecuci\u00f3n de la garant\u00eda en caso de incumplimiento del representante.
\nEn cada momento, un participante solamente podr\u00e1 acreditar a un \u00fanico representante.
\n3.2 Designaci\u00f3n del Sujeto de Liquidaci\u00f3n Responsable del balance (BRP).
\nConforme al art\u00edculo 5 del Reglamento (UE) 2019\/94, todos los participantes del mercado deben ser responsables financieros de los desv\u00edos que causen en el sistema o delegar contractualmente esta responsabilidad en un BRP de su elecci\u00f3n.
\nEn el caso de que la unidad de programaci\u00f3n sea de propiedad compartida y participe en el Mercado a trav\u00e9s de sus copropietarios o de representaci\u00f3n directa, se considerar\u00e1 a todos los efectos como \u00ab\u00fanico BRP\u00bb a cada uno de los copropietarios en la proporci\u00f3n que corresponda a su porcentaje de propiedad. A efectos de los procedimientos de operaci\u00f3n de liquidaciones se entender\u00e1 por unidades de propiedad compartida a las constituidas como Agrupaci\u00f3n de Inter\u00e9s Econ\u00f3mico (AIE).
\nEl art\u00edculo 16 de las Condiciones del Balance establece los criterios para definir la responsabilidad del balance de cada conexi\u00f3n de forma que se evite cualquier hueco o solape en la responsabilidad del balance de los distintos participantes en el mercado que presten servicio en esa conexi\u00f3n, como exige el art\u00edculo 18.6.a del Reglamento EB. Al establecer la responsabilidad de cada conexi\u00f3n, se establece la responsabilidad del balance de cada unidad de programaci\u00f3n. Cada unidad de programaci\u00f3n y cada zona de regulaci\u00f3n estar\u00e1n asignadas en cada momento a un \u00fanico BRP.
\n(a) Cada comercializador y cada consumidor directo puede delegar contractualmente su responsabilidad como BRP de sus unidades de programaci\u00f3n a otro BRP con s\u00f3lo una de las siguientes opciones:
\n\u2013 Al BRP al que ha designado como representante en el Mercado en modalidad de representaci\u00f3n indirecta. Cada comercializador y cada consumidor directo delega contractualmente la responsabilidad como BRP en su representante en modalidad indirecta.
\n\u2013 Al comercializador al que ha designado contractualmente mediante un contrato bilateral con responsabilidad de gesti\u00f3n \u00fanica entre comercializadoras.
\n\u2013 Al BRP al que ha designado contractualmente como responsable del balance frente al operador del sistema.
\nEl BRP que ha sido designado con alguna de las opciones anteriores no puede, a su vez, delegar en un tercero su responsabilidad como BRP.
\n(b) Cada instalaci\u00f3n de producci\u00f3n que forme parte de una zona de regulaci\u00f3n delega contractualmente en el titular de la zona de regulaci\u00f3n su responsabilidad del balance, en virtud del acuerdo de pertenencia a zona de regulaci\u00f3n que hayan firmado entre las partes. El titular de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n no puede delegar dicha responsabilidad en otro BRP distinto al de la zona de regulaci\u00f3n.
\n(c) Cada instalaci\u00f3n de producci\u00f3n que no forme parte de una zona de regulaci\u00f3n puede delegar contractualmente su responsabilidad como BRP de sus unidades de programaci\u00f3n a otro BRP en las condiciones establecidas en el PO 14.8:
\n\u2013 BRP al que ha designado como representante en el Mercado en modalidad de representaci\u00f3n indirecta. Cada titular delega contractualmente la responsabilidad como BRP en su representante en modalidad indirecta.
\n\u2013 Comercializador con el que ha firmado un contrato de comercializaci\u00f3n de la energ\u00eda vertida por la instalaci\u00f3n.
\n\u2013 BRP al que ha designado contractualmente como responsable del balance frente al operador del sistema.
\nEl BRP que ha sido designado con alguna de las modalidades anteriores no puede, a su vez, delegar en un tercero su responsabilidad como BRP.
\n(d) Cada zona de regulaci\u00f3n tiene como BRP al sujeto propietario de la misma y no puede delegar su responsabilidad a otro BRP.
\nEl BRP, responsable financiero de los desv\u00edos, ser\u00e1 asimismo el responsable de los pagos, de los cobros y de la prestaci\u00f3n de las garant\u00edas de pago que se deriven de la participaci\u00f3n en el Mercado de la unidad de programaci\u00f3n\/zona de regulaci\u00f3n, en particular de los derechos de cobro y obligaciones de pago por la energ\u00eda asignada para la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y de otros conceptos cuya liquidaci\u00f3n se ha asignado al operador del sistema que se establecen en el PO 14.4.
\n3.3 Cambios durante la participaci\u00f3n en el Mercado.
\nEl BRP, o en su caso el participante en el mercado, deber\u00e1 comunicar al operador del sistema cualquier cambio en los datos requeridos para su participaci\u00f3n en el Mercado conforme a lo establecido en el PO 14.2 y, en su caso, en el PO 14.8.
\nEl BRP no podr\u00e1 transferir a un tercero sus derechos y obligaciones como BRP sin conocimiento del operador del sistema. En caso de cambio de la entidad legal del BRP como consecuencia de fusiones, absorciones u otras operaciones, estar\u00e1 obligado a comunicar al operador del sistema el cambio con la mayor prontitud y, en todo caso, antes de diez d\u00edas h\u00e1biles de que el cambio tenga efecto legal.
\nEl participante en el mercado que act\u00fae como representante de otros no podr\u00e1 transferir su representaci\u00f3n a otro participante en el mercado. En caso de cambio de la entidad legal del representante como consecuencia de fusiones, absorciones u otras operaciones, el representante estar\u00e1 obligado a comunicar al operador del sistema el cambio con la mayor prontitud y, en todo caso, antes de diez d\u00edas h\u00e1biles de que el cambio tenga efecto legal.
\n3.4 Suspensi\u00f3n de la participaci\u00f3n en el mercado.
\nDesde el inicio de su participaci\u00f3n en el Mercado, el participante en el mercado deber\u00e1 cumplir en todo momento las condiciones de admisi\u00f3n; en caso de incumplimiento de alguna de ellas, el operador del sistema informar\u00e1 de las condiciones incumplidas, comunic\u00e1ndolo al Ministerio y a la CNMC a los efectos de lo dispuesto en el Art\u00edculo 19(11) de la Circular 3\/2019 y, en su caso, del art\u00edculo 47 de la Ley 24\/2013, del Sector El\u00e9ctrico.
\nEl incumplimiento de la obligaci\u00f3n de pago o del deber de prestaci\u00f3n de las garant\u00edas requeridas en cada momento podr\u00e1 ser causa de suspensi\u00f3n provisional de acuerdo con lo establecido en los PO 14.7 y 14.3.
\nEl incumplimiento de las obligaciones de informaci\u00f3n al operador del sistema de los datos necesarios para su participaci\u00f3n en el Mercado podr\u00e1 ser causa de suspensi\u00f3n provisional cuando de dicho incumplimiento se deriven o puedan derivarse errores o perjuicios en el proceso de liquidaci\u00f3n.
\nLa suspensi\u00f3n del participante en el mercado supondr\u00e1 de forma autom\u00e1tica la suspensi\u00f3n del mismo como Agente del Mercado Diario; a tal efecto, el operador del sistema comunicar\u00e1 la suspensi\u00f3n y los motivos de la misma al operador del mercado.
\nEn todo caso, la suspensi\u00f3n, sea del tipo que sea, no eximir\u00e1 al participante en el mercado o al BRP en el que haya delegado la responsabilidad del balance del cumplimiento de las obligaciones de pago pendientes derivadas de su participaci\u00f3n en el Mercado.
\nLa suspensi\u00f3n de un participante en el mercado o del BRP en el que haya delegado la responsabilidad del balance supondr\u00e1 autom\u00e1ticamente la suspensi\u00f3n de dicha delegaci\u00f3n durante el periodo de suspensi\u00f3n.
\n3.5 Baja de la participaci\u00f3n en el mercado.
\nEl participante en el mercado podr\u00e1 solicitar la baja de su participaci\u00f3n con los medios habilitados a tal efecto por el operador del sistema.
\nLos consumidores directos que dejen de comprar la energ\u00eda para sus suministros en el mercado y pasen a ser suministrados por un comercializador deber\u00e1n solicitar su baja como participantes de mercado.
\nEl operador del sistema podr\u00e1 solicitar la baja al operador del mercado de aquellos comercializadores o consumidores directos para lo que se haya recibido el traslado del Ministerio del cese de actividad. As\u00ed mismo, podr\u00e1 solicitar la baja de los consumidores directos que hayan contratado el suministro con un comercializador.
\nSi un mismo participante en el mercado participa realizando distintas actividades destinadas al suministro de energ\u00eda el\u00e9ctrica, deber\u00e1 presentar una solicitud de baja de forma separada para cada actividad.
\nEl participante en el mercado deber\u00e1 notificar en la solicitud la fecha en la que desea finalizar su participaci\u00f3n.
\nLa baja del participante en el mercado supondr\u00e1 la baja del mismo como Agente del Mercado Diario, a tal efecto el operador del sistema coordinar\u00e1 la baja con el operador del mercado y la comunicar\u00e1 al Ministerio y a la CNMC.
\nEn todo caso, la baja no eximir\u00e1 al participante en el mercado o al BRP en el que haya delegado la responsabilidad del balance del cumplimiento de las obligaciones de pago pendientes derivadas de su participaci\u00f3n en el Mercado.
\n4. Condiciones del proceso de liquidaci\u00f3n.
\n4.1 Confidencialidad.
\nLa informaci\u00f3n sobre las anotaciones en cuenta de cada participante en el mercado ser\u00e1 confidencial para el resto de participantes. El operador del sistema podr\u00e1 publicar informaci\u00f3n agregada de todos los participantes, o de agrupaciones de ellos, sin necesidad de consentimiento de los mismos, cuya informaci\u00f3n sea objeto de la agregaci\u00f3n.
\nUna vez transcurrido el periodo de confidencialidad, en la liquidaci\u00f3n Intermedia provisional del mes M se publicar\u00e1n las cuotas de producci\u00f3n y demanda por BRP.
\nLos datos relativos a la actividad del participante en el mercado del que sean requeridos al operador del sistema por la CNMC y por los organismos competentes de la Administraci\u00f3n ser\u00e1n facilitados sin necesidad de consentimiento del mismo.
\nEn caso de que el operador del sistema habilite a un tercero para realizar las actividades que le autorice la normativa vigente, comunicar\u00e1 al Tercero Autorizado los datos que resulten necesarios para realizar sus actividades sin necesidad de consentimiento. El Tercero Autorizado comunicar\u00e1 al operador del sistema la informaci\u00f3n que este le requiera sobre la actuaci\u00f3n del BRP en las actividades que desempe\u00f1e el Tercero Autorizado sin necesidad de consentimiento del mismo.
\nLos datos del participante en el mercado no podr\u00e1n ser revelados a otros terceros, diferentes de los anteriormente indicados, sin el consentimiento expreso del mismo excepto en lo dispuesto en la normativa del Mercado referente a la informaci\u00f3n de car\u00e1cter p\u00fablico, en cuyo caso la informaci\u00f3n se har\u00e1 p\u00fablica de acuerdo con la normativa vigente sin necesidad de consentimiento expreso.
\n4.2 Comunicaciones.
\nLas comunicaciones se realizar\u00e1n a las personas y direcciones que figuren en la base de datos de BRP a trav\u00e9s de los medios y formatos que para cada actividad del proceso de liquidaci\u00f3n determine el operador del sistema. En caso de indisponibilidad de los medios habituales, el operador del sistema indicar\u00e1 los medios alternativos.
\nA efectos del c\u00f3mputo de los plazos establecidos con relaci\u00f3n a las comunicaciones entre el BRP y el operador del sistema, se considerar\u00e1 como fecha de comunicaci\u00f3n el d\u00eda h\u00e1bil en que se reciba la comunicaci\u00f3n o, en su caso, el primer d\u00eda h\u00e1bil siguiente a la fecha de recepci\u00f3n de la comunicaci\u00f3n. Las comunicaciones recibidas a partir de las 15:00 se considerar\u00e1n como recibidas el siguiente d\u00eda h\u00e1bil.
\n4.3 Reclamaciones.
\nEl BRP de cada participante, y en su caso el representante en nombre ajeno, ser\u00e1 el \u00fanico autorizado para presentar reclamaciones a las anotaciones en su cuenta en los plazos establecidos en el calendario del proceso de liquidaci\u00f3n. Las reclamaciones se presentar\u00e1n utilizando los medios establecidos por el operador del sistema.
\nEl BRP podr\u00e1 establecer el car\u00e1cter confidencial o p\u00fablico de la reclamaci\u00f3n presentada, pudiendo cambiar en cualquier momento del proceso de resoluci\u00f3n de la reclamaci\u00f3n dicho car\u00e1cter. Las reclamaciones p\u00fablicas ser\u00e1n puestas a disposici\u00f3n del resto de BRP.
\nEl operador del sistema dispondr\u00e1 de cinco d\u00edas h\u00e1biles para resolver la reclamaci\u00f3n presentada.
\nEn caso de que la reclamaci\u00f3n haya sido resuelta como estimada quedar\u00e1 cerrada y entendida la conformidad del que la present\u00f3.
\nEn caso de que la reclamaci\u00f3n haya sido resuelta como desestimada, el BRP dispondr\u00e1 de cinco d\u00edas h\u00e1biles para aportar informaci\u00f3n adicional sobre la misma. En este caso, el operador del sistema dispondr\u00e1 de tres d\u00edas h\u00e1biles para comunicar la resoluci\u00f3n final de la reclamaci\u00f3n al BRP que la present\u00f3. En ambos casos se podr\u00e1 disponer de un mayor plazo previa justificaci\u00f3n.
\nEn caso de que la reclamaci\u00f3n haya sido resuelta finalmente como desestimada, el BRP dispondr\u00e1 de tres d\u00edas h\u00e1biles para comunicar su conformidad o disconformidad con la misma. Al finalizar dicho plazo, la reclamaci\u00f3n quedar\u00e1 cerrada con la conformidad o disconformidad del BRP que la present\u00f3; de no mediar dicha comunicaci\u00f3n en el plazo indicado se entender\u00e1 su conformidad.
\nLos conflictos que puedan surgir con relaci\u00f3n a una reclamaci\u00f3n con disconformidad se resolver\u00e1n de acuerdo con lo establecido en el art\u00edculo 30.3 de la Ley 24\/2013 de 26 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.
\n4.4 R\u00e9gimen del proceso de liquidaci\u00f3n.
\nEl operador del sistema no responder\u00e1 de las consecuencias de las actuaciones en las que intervengan los BRP o terceros, ni de las derivadas de la aplicaci\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n y de los sistemas inform\u00e1ticos y de comunicaci\u00f3n del operador del sistema. Tampoco responder\u00e1 el operador del sistema de consecuencias derivadas de circunstancias que se encuentren fuera de su control directo, de los casos de fuerza mayor o de car\u00e1cter fortuito, de las consecuencias indirectas de las actuaciones y operaciones desarrolladas en el Mercado e energ\u00eda el\u00e9ctrica ni de los riesgos derivados del funcionamiento del mismo.
\nEl operador del sistema podr\u00e1 elaborar gu\u00edas para la eficaz utilizaci\u00f3n por los BRP de los sistemas inform\u00e1ticos que requiera el proceso de liquidaci\u00f3n y de la informaci\u00f3n puesta a su disposici\u00f3n a trav\u00e9s de dichos sistemas.
\n5. Registro de anotaciones en cuenta.
\nEl operador del sistema tendr\u00e1 un Registro de Anotaciones en Cuenta donde llevar\u00e1 a cabo una anotaci\u00f3n en la cuenta del BRP correspondiente a cada uno de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago de cada unidad de programaci\u00f3n y zona de regulaci\u00f3n en cada periodo de programaci\u00f3n.
\nEl Registro de Anotaciones en Cuenta contendr\u00e1, como m\u00ednimo, la siguiente informaci\u00f3n sobre cada transacci\u00f3n anotada:
\n\u2013 Fecha de la transacci\u00f3n.
\n\u2013 Periodo horario de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Segmento de mercado de la anotaci\u00f3n: tipo servicio de ajuste, otros.
\n\u2013 Identificaci\u00f3n como derecho de cobro o como obligaci\u00f3n de pago.
\n\u2013 C\u00f3digo que identifica la anotaci\u00f3n de manera que permita al BRP determinar de manera inequ\u00edvoca la f\u00f3rmula de c\u00e1lculo que se ha aplicado en la anotaci\u00f3n.
\n\u2013 C\u00f3digo de la unidad de programaci\u00f3n o de la zona de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 En su caso, n\u00famero de contrato bilateral de la unidad de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Energ\u00eda o potencia que se valora en MWh o MW respectivamente con la precisi\u00f3n que se establezca en el procedimiento de operaci\u00f3n donde se determina el procedimiento de asignaci\u00f3n de la energ\u00eda o potencia. En el caso de anotaciones que sean resultado de reparto de costes o de valoraciones adicionales, se indicar\u00e1 el valor de la magnitud que ha servido para establecer la cuota de reparto o la valoraci\u00f3n adicional.
\n\u2013 Sentido de la energ\u00eda anotada.
\n\u2013 Precio en euros por MWh o en euros por MW.
\n\u2013 Cuant\u00eda anotada, en euros con dos decimales.
\n\u2013 BRP.
\n\u2013 Representado, si el participante es un representante en cualquiera de las modalidades.
\n\u2013 Representante en nombre ajeno, en su caso.
\n\u2013 N\u00famero de facturaci\u00f3n en la que factura la anotaci\u00f3n seg\u00fan el calendario de liquidaci\u00f3n.
\n\u2013 Fecha y hora de registro de la anotaci\u00f3n.
\nEl Registro de Anotaciones en Cuenta de cada BRP ser\u00e1 puesto a disposici\u00f3n del mismo, en los t\u00e9rminos y plazos descritos en el calendario del proceso de liquidaci\u00f3n.
\n6. Calendario del proceso de liquidaci\u00f3n.
\nPara cada mes M tendr\u00e1n lugar los siguientes procesos de liquidaci\u00f3n:
\n\u2013 En el mes M, la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Primera.
\n\u2013 En el mes M+1, la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Segunda.
\n\u2013 En el mes siguiente al Cierre del mes M+3, establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n P.O. 10.5, la Liquidaci\u00f3n Intermedia Provisional.
\n\u2013 En el mes siguiente al cierre provisional de medidas, la Liquidaci\u00f3n Final Provisional.
\n\u2013 En el mes siguiente al cierre definitivo de medidas, la Liquidaci\u00f3n Final Definitiva.
\nEn el caso de que el cierre de medidas se publique antes del d\u00e9cimo d\u00eda natural del mes, la liquidaci\u00f3n correspondiente tendr\u00e1 lugar en el mismo mes.
\nEl operador del sistema podr\u00e1 adaptar el calendario de liquidaciones cuando los procedimientos de medidas cambien el calendario de publicaci\u00f3n de medidas, para mantener la coherencia entre ambos.
\nLas medidas a considerar en cada liquidaci\u00f3n ser\u00e1n las que se indican en los apartados siguientes. En caso de ausencia de medidas se aplicar\u00e1 lo dispuesto en el procedimiento de operaci\u00f3n 14.4.
\nLos cobros y pagos de la Inicial Provisional Primera, de la Liquidaci\u00f3n Intermedia Provisional, de la Liquidaci\u00f3n Final Provisional y de la Liquidaci\u00f3n Final Definitiva que tengan lugar en el mismo mes, se realizar\u00e1n en la misma fecha. En todo caso, los cobros y pagos de las liquidaciones facturadas en el mes de diciembre se realizar\u00e1n dentro del mismo mes, respetando los plazos entre la expedici\u00f3n de facturas y los pagos y cobros.
\nEn el caso de que las liquidaciones mensuales recojan nuevas informaciones sobre programas o precios no incluidos en las liquidaciones anteriores, el operador del sistema lo comunicar\u00e1 a los BRP.
\nEn cada liquidaci\u00f3n el operador del sistema declarar\u00e1 como definitivas las anotaciones cuyas cuant\u00edas no est\u00e9n afectadas por informaci\u00f3n pendiente de publicar o por reclamaciones pendientes de resolver o pendientes de considerar. El resto de anotaciones, en su caso, se declarar\u00e1n como facturadas provisionalmente a cuenta.
\nSi con posterioridad a la expedici\u00f3n de facturas de una liquidaci\u00f3n apareciera una nueva informaci\u00f3n o cualquier otra circunstancia que afectar\u00e1 a las cuant\u00edas de anotaciones facturadas como definitivas, el operador del sistema revisar\u00e1 la calificaci\u00f3n de las mismas que pasar\u00e1n a ser facturadas como provisionales a cuenta comunic\u00e1ndolo a los BRP.
\nLas anotaciones facturadas como definitivas o como provisionales en cada una de las liquidaciones permanecer\u00e1n en el Registro de Anotaciones en Cuenta como m\u00ednimo el tiempo fijado en la legislaci\u00f3n sobre la conservaci\u00f3n de facturas, no siendo suprimidas por liquidaciones posteriores.
\n6.1 Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional.
\nLa Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional de un mes natural se realizar\u00e1 en las dos fases quincenales siguientes:
\n\u2013 Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Primera de los d\u00edas 1 al 15, que dar\u00e1 lugar a una facturaci\u00f3n.
\n\u2013 Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Segunda del mes completo, que dar\u00e1 lugar a una facturaci\u00f3n por diferencias respecto a la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Primera.
\nLa Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Segunda incluir\u00e1 las nuevas informaciones de la primera quincena que pudieran estar disponibles tras la facturaci\u00f3n de la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Primera.
\nEl operador del sistema podr\u00e1 incrementar la frecuencia del proceso de liquidaci\u00f3n estableciendo en el proceso de Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional un horizonte semanal, diario o cualquier otro. El Operador del Sistema comunicar\u00e1 a los participantes en el mercado, al Ministerio y a la CNMC, con tres meses de antelaci\u00f3n, el calendario de liquidaci\u00f3n adaptado al nuevo horizonte.
\nEn la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional solamente se tendr\u00e1n en cuenta medidas procedentes de equipos de medida de interconexiones internacionales, de instalaciones peninsulares de producci\u00f3n, de consumo de bombeo que cumplan los requisitos del PO 10.5.
\nEn la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Segunda adicionalmente se considerar\u00e1n medidas de consumo tipo 1, 2 y 3 de participantes acogidos a la liquidaci\u00f3n potestativa, seg\u00fan el apartado 6.6 de este procedimiento.
\nLa secuencia de operaciones de la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional ser\u00e1 la siguiente:
\n(a) Segundo d\u00eda h\u00e1bil posterior al d\u00eda D del mes M.
\nEl operador del sistema calcular\u00e1 y anotar\u00e1 los derechos de cobro y las obligaciones de pago correspondientes al d\u00eda D con la informaci\u00f3n disponible. Se calcular\u00e1n y anotar\u00e1n igualmente los derechos de cobro y las obligaciones de pago correspondientes a los d\u00edas del mes M anteriores al d\u00eda D con la nueva informaci\u00f3n disponible sobre dichos d\u00edas.
\nEl operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de cada BRP el Registro de Anotaciones en su Cuenta mediante copia electr\u00f3nica del mismo y junto con la informaci\u00f3n imprescindible para que el BRP pueda comprobar las cuant\u00edas anotadas, respetando la normativa vigente de confidencialidad.
\nQuedar\u00e1 abierto el plazo de reclamaciones sobre las cuant\u00edas anotadas u omitidas en el Registro de Anotaciones en Cuenta correspondientes a los d\u00edas del mes M hasta el d\u00eda D, permaneciendo dicho plazo abierto hasta el d\u00eda de cierre de reclamaciones de la Liquidaci\u00f3n Final Definitiva del mes M.
\nEn el caso de que los c\u00e1lculos de d\u00edas anteriores al d\u00eda D recojan nuevas informaciones sobre programas o precios, el operador del sistema lo comunicar\u00e1 a los BRP junto con el c\u00e1lculo del d\u00eda D.
\n(b) Segundo d\u00eda h\u00e1bil posterior al d\u00eda 15 del mes M.
\nAntes de las 15:00, se realizar\u00e1 la publicaci\u00f3n de avance del Registro de Anotaciones en Cuenta correspondiente a los d\u00edas 1 al 15 con los derechos de cobro y las obligaciones de pago calculados con la informaci\u00f3n disponible hasta las 10:00.
\n(c) Quinto d\u00eda h\u00e1bil posterior al d\u00eda 15 del mes M.
\nAntes de las 15:00, se realizar\u00e1 la publicaci\u00f3n de cierre del Registro de Anotaciones en Cuenta correspondiente a los d\u00edas 1 al 15 con los derechos de cobro y las obligaciones de pago calculados con la informaci\u00f3n disponible hasta las 10:00.
\nSi existen reclamaciones a las cuant\u00edas anotadas u omitidas que hayan sido estimadas y su c\u00e1lculo sea factible antes de las 10:00, se calcular\u00e1n los derechos de cobro y las obligaciones de pago afectados. Las reclamaciones pendientes, en su caso, y las estimadas cuyo c\u00e1lculo no sea factible antes de las 10:00 ser\u00e1n tenidas en cuenta en la siguiente liquidaci\u00f3n.
\n(d) Sexto d\u00eda h\u00e1bil posterior al d\u00eda 15 del mes M.
\nEl operador del sistema expedir\u00e1 las facturas correspondientes a la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Primera y comunicar\u00e1 las notas de abono o cargo de cada BRP.
\n(e) Noveno d\u00eda h\u00e1bil posterior al d\u00eda 15 del mes M.
\nSe realizar\u00e1n los pagos de los BRP deudores al operador del sistema y los pagos del operador del sistema a los BRP acreedores seg\u00fan el procedimiento descrito en el PO 14.7.
\n(f) Tercer d\u00eda h\u00e1bil posterior al \u00faltimo d\u00eda del mes M.
\nAntes de las 15:00, se realizar\u00e1 la \u00faltima publicaci\u00f3n de avance del Registro de Anotaciones en Cuenta correspondiente a los d\u00edas del mes con los derechos de cobro y las obligaciones de pago calculados con la informaci\u00f3n disponible hasta las 10:00.
\n(g) S\u00e9ptimo d\u00eda h\u00e1bil del mes M+1.
\nEn caso de disponer de nueva informaci\u00f3n respecto a la utilizada para la publicaci\u00f3n del tercer d\u00eda h\u00e1bil, se calcular\u00e1n los derechos de cobro y las obligaciones de pago con la nueva informaci\u00f3n disponible hasta las 10:00.
\nIndependientemente de que el c\u00e1lculo de medida en punto frontera del Concentrador Principal se efect\u00fae el quinto d\u00eda h\u00e1bil del mes siguiente con todas las prelaciones existentes, dichos valores de energ\u00eda no se utilizar\u00e1n para realizar la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional si no proceden de equipos registradores que cumplan con el procedimiento de operaci\u00f3n 10.5.
\nAntes de las 15:00, se realizar\u00e1 la publicaci\u00f3n de cierre del Registro de Anotaciones en Cuenta correspondiente a todos los d\u00edas del mes con los derechos de cobro y las obligaciones de pago calculados con la informaci\u00f3n disponible hasta las 10:00.
\nSi existen reclamaciones a las cuant\u00edas anotadas u omitidas que hayan sido estimadas y su c\u00e1lculo sea factible antes de las 10:00, se calcular\u00e1n los derechos de cobro y las obligaciones de pago afectados. Las reclamaciones pendientes, en su caso, y las estimadas cuyo c\u00e1lculo no sea factible antes de las 10:00 ser\u00e1n tenidas en cuenta en la siguiente liquidaci\u00f3n.
\nEn el caso de que los c\u00e1lculos recojan nuevas informaciones sobre programas o precios del mes, el operador del sistema lo comunicar\u00e1 a los BRP.
\nSe realizar\u00e1 la publicaci\u00f3n de cierre del Registro de Anotaciones en Cuenta correspondiente a todos los d\u00edas del mes M para la facturaci\u00f3n del mes M.
\nSe cerrar\u00e1 el Registro de Anotaciones en Cuenta correspondiente a los d\u00edas del mes con el fin de proceder a la primera expedici\u00f3n de facturas del mes completo.
\n(h) Octavo d\u00eda h\u00e1bil del mes M+1.
\nEl operador del sistema expedir\u00e1 las facturas rectificativas por diferencias respecto a la expedici\u00f3n de facturas correspondiente a la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Primera y comunicar\u00e1 las notas de abono o cargo a cada BRP.
\n(i) Und\u00e9cimo d\u00eda h\u00e1bil del mes M+1.
\nSe realizar\u00e1n los pagos de los BRP deudores al operador del sistema y los pagos del operador del sistema a los BRP acreedores seg\u00fan el procedimiento descrito en el PO 14.7.
\n6.2 Liquidaci\u00f3n Intermedia Provisional.
\nEl Registro de Anotaciones en Cuenta para todos los d\u00edas del mes M se volver\u00e1 a abrir el mes M+3, con el fin de realizar la Liquidaci\u00f3n Intermedia Provisional.
\nEn el caso de que la medida mensual elevada a barras de central del conjunto de unidades de comercializaci\u00f3n o de consumidor directo de un BRP sea inferior al 90% de su programa final mensual, se utilizar\u00e1, a efectos de la liquidaci\u00f3n, el programa horario de liquidaci\u00f3n de sus unidades, como valor de medida horaria en barras de central. Al solo efecto de aplicar el criterio del 90%, la elevaci\u00f3n a barras de central se realizar\u00e1 con la \u00faltima previsi\u00f3n mensual de coeficientes de p\u00e9rdidas del apartado 2.b) de la disposici\u00f3n adicional cuarta del Real Decreto 216\/2014, de 28 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. La diferencia horaria entre el programa y la medida en punto frontera minorar\u00e1 las p\u00e9rdidas de las redes a efectos del c\u00e1lculo del coeficiente de ajuste horario K real definido en el anexo III del PO 14.4.
\nLa liquidaci\u00f3n del resto de unidades de comercializadores y consumidores directos se realizar\u00e1 con la medida elevada a barras de central conforme a lo dispuesto en el anexo III mencionado y en la normativa reguladora de los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares.
\nEl operador del sistema publicar\u00e1 el calendario de las operaciones de la Liquidaci\u00f3n Intermedia Provisional respetando los plazos entre operaciones establecidos para la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Segunda. El operador del sistema proceder\u00e1 a la expedici\u00f3n de las facturas rectificativas por diferencias respecto a la expedici\u00f3n de facturas correspondiente a las liquidaciones anteriores y comunicar\u00e1 las notas de abono o cargo a cada BRP.
\n6.3 Liquidaci\u00f3n Final Provisional.
\nEl Registro de Anotaciones en Cuenta para todos los d\u00edas del mes M se volver\u00e1 a abrir el mes siguiente a la publicaci\u00f3n por el concentrador principal del cierre provisional de medidas del mes M.
\nEl operador del sistema publicar\u00e1 el calendario de las operaciones de la Liquidaci\u00f3n Final Provisional respetando los plazos entre operaciones establecidos para la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Primera. El operador del sistema proceder\u00e1 a la expedici\u00f3n de las facturas rectificativas por diferencias respecto a las expediciones de facturas correspondientes a las liquidaciones anteriores y comunicar\u00e1 las notas de abono o cargo a cada BRP.
\n6.4 Liquidaci\u00f3n Final Definitiva.
\nEl Registro de Anotaciones en Cuenta para todos los d\u00edas del mes M se volver\u00e1 a abrir el mes siguiente a la publicaci\u00f3n por el concentrador principal del cierre definitivo de medidas del mes M tras la resoluci\u00f3n de objeciones.
\nEl operador del sistema publicar\u00e1 el calendario de las operaciones de la Liquidaci\u00f3n Final Definitiva respetando los plazos entre operaciones establecidos para la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Primera y respetando los plazos de reclamaciones establecidos en el apartado 4.3 de este procedimiento.
\nEl operador del sistema proceder\u00e1 a la expedici\u00f3n de las facturas rectificativas por diferencias respecto a las expediciones de facturas correspondientes a las liquidaciones anteriores y comunicar\u00e1 las notas de abono o cargo a cada BRP.
\nUna vez que se hayan resuelto las reclamaciones pendientes, el operador del sistema declarar\u00e1 todas las anotaciones en cuenta como definitivas y cerrar\u00e1 definitivamente el Registro de Anotaciones en Cuenta para dicho mes M. No se realizar\u00e1n nuevas liquidaciones del mes M aunque aparezcan nuevas informaciones con posterioridad al cierre de la Liquidaci\u00f3n Final Definitiva salvo lo establecido en el apartado 6.5.2.
\n6.5 Liquidaci\u00f3n Excepcional.
\n6.5.1 Liquidaci\u00f3n Excepcional por suspensi\u00f3n o baja de un BRP.
\nSi un BRP queda suspendido temporal o definitivamente de su participaci\u00f3n en el Mercado por incumplimiento de su obligaci\u00f3n de pago, por no prestar sus garant\u00edas de pago, por estar incurso en un procedimiento concursal, por baja de su participaci\u00f3n en el Mercado o por cualquier causa an\u00e1loga, el operador del sistema podr\u00e1 realizar una Liquidaci\u00f3n Excepcional para proceder al cierre definitivo del Registro de Anotaciones en Cuenta del BRP correspondientes a todos los meses pendientes con la mayor prontitud posible. A tal efecto, el operador del sistema podr\u00e1 establecer un mecanismo excepcional para proceder al cierre definitivo de las medidas correspondientes al Sujeto. El operador del sistema justificar\u00e1 dicho mecanismo ante los sujetos afectados y la CNMC.
\n6.5.2 Liquidaci\u00f3n Excepcional Post-Final por error material.
\nSi tras el cierre definitivo del Registro de Anotaciones en Cuenta para el mes M, el operador del sistema detecta un error material en el proceso de la liquidaci\u00f3n de dicho mes, se realizar\u00e1 una Liquidaci\u00f3n Excepcional Post-Final corrigiendo el error material siempre que el error material sea de tal naturaleza que no pod\u00eda haber sido detectado por ning\u00fan BRP, que el total de las cuant\u00edas anotadas afectadas sea superior a la mil\u00e9sima parte del total de las cuant\u00edas anotadas del mes M y que no haya transcurrido un a\u00f1o desde el cierre definitivo del Registro de Anotaciones en Cuenta para el mes M. En caso de realizarse esta Liquidaci\u00f3n Excepcional Post-Final, se utilizar\u00eda la informaci\u00f3n disponible aparecida con posterioridad al cierre de la Liquidaci\u00f3n Final.
\n6.5.3 Liquidaci\u00f3n Excepcional por otros motivos.
\nEn el caso en que, por razones de urgencia o por indisponibilidad de los sistemas inform\u00e1ticos de gesti\u00f3n, por fuerza mayor u otra causa justificada, no sea posible realizar una liquidaci\u00f3n en los plazos o con los criterios previstos en los procedimientos de operaci\u00f3n, el operador del sistema podr\u00e1 adoptar las decisiones que considere m\u00e1s oportunas, retrasando la liquidaci\u00f3n o estableciendo criterios transitorios para una liquidaci\u00f3n excepcional. El operador del sistema justificar\u00e1 sus actuaciones a posteriori ante los sujetos afectados y la CNMC. En el caso de realizarse una liquidaci\u00f3n excepcional con criterios transitorios, la liquidaci\u00f3n normal, con los criterios previstos en los procedimientos de operaci\u00f3n, se realizar\u00e1 tan pronto como se solucionen las causas que justificaron la excepcionalidad.
\n6.6 Liquidaci\u00f3n potestativa del desv\u00edo del consumo de clientes tipo 1, 2 y 3.
\nLos BRP que adquieran energ\u00eda para clientes con puntos frontera de tipo 1,2 y 3 podr\u00e1n solicitar al operador del sistema, para cada una de sus unidades de programaci\u00f3n, la liquidaci\u00f3n provisional de los desv\u00edos horarios del consumo en barras de central de estos clientes en la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Segunda en las condiciones establecidas en el apartado 6.6.1.
\nLa elevaci\u00f3n a barras de central se realizar\u00e1 con la \u00faltima previsi\u00f3n mensual de coeficientes de p\u00e9rdidas del apartado 2.b) de la disposici\u00f3n adicional cuarta del Real Decreto 216\/2014, de 28 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.
\n6.6.1 Condiciones de la liquidaci\u00f3n potestativa.
\nLos requisitos necesarios para realizar la liquidaci\u00f3n potestativa del mes M en la Liquidaci\u00f3n Inicial Provisional Segunda son los siguientes:
\na) La comunicaci\u00f3n al operador del sistema del porcentaje del programa final de cada hora del mes M que corresponde al consumo previsto en barras de central en la hora de los clientes de tipo 1, 2 y 3. Los porcentajes anteriores se actualizar\u00e1n al menos semanalmente y deber\u00e1 estar comunicados para todas las horas del mes M antes del tercer d\u00eda h\u00e1bil del mes M+1.
\nb) La comunicaci\u00f3n de los Encargados de la Lectura al Concentrador Principal de m\u00e1s del 90% de los valores horarios de medidas del mes M de los puntos frontera de los clientes de tipo 1,2 y 3 del participante en el mercado.
\nc) La realizaci\u00f3n de las comunicaciones del participante en el mercado en el formato electr\u00f3nico y con la frecuencia establecidos por el operador del sistema antes del tercer d\u00eda h\u00e1bil del mes M+1.
\nSin perjuicio de lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n 10.11, los Encargados de la Lectura deber\u00e1n comunicar diariamente al Concentrador Principal la informaci\u00f3n de medidas de los puntos de tipo 1, 2 y 3 del participante en el mercado con liquidaci\u00f3n potestativa.
\nEn el caso de que no se disponga en el Concentrador Principal del 100% de los valores horarios de medidas del mes M de los puntos frontera de tipo 1, 2 y 3 del participante en el mercado, se multiplicar\u00e1n todas los valores horarios disponibles por el coeficiente k=100\/p siendo p el porcentaje del n\u00famero de valores horarios del mes M disponibles en el Concentrador Principal respecto al total esperable de 24 valores diarios por cada d\u00eda del mes M en el que el punto frontera est\u00e1 asignado al participante en el mercado.
\nEl operador del sistema liquidar\u00e1 el desv\u00edo de la cuota del programa correspondiente al consumo en barras de central de los clientes de tipo 1, 2 y 3 conforme a lo dispuesto en el procedimiento de operaci\u00f3n 14.4 para las liquidaciones de desv\u00edos con cierre de medidas de demanda.
\nEn todo caso, el operador del sistema podr\u00e1 denegar la solicitud de liquidaci\u00f3n potestativa de un mes si las medidas disponibles son manifiestamente insuficientes. En particular, podr\u00e1 denegar la liquidaci\u00f3n potestativa en un mes si las medidas de tipo 1, 2 y 3 disponibles, elevadas a barras de central, son inferiores al 90% de su programa.
\n6.7 D\u00edas inh\u00e1biles y festivos de \u00e1mbito nacional.
\nA efectos del proceso de liquidaci\u00f3n ser\u00e1n d\u00edas inh\u00e1biles: los s\u00e1bados, los domingos, los festivos en la plaza de Madrid, el 24 de diciembre, el 31 de diciembre, y los que, hasta un m\u00e1ximo de dos d\u00edas anuales, determine el operador del sistema.
\nEl operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los participantes del mercado, antes del inicio de cada a\u00f1o natural, la relaci\u00f3n de los d\u00edas inh\u00e1biles que no sean s\u00e1bados ni domingos.
\nA efectos del c\u00e1lculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago en los que corresponda su aplicaci\u00f3n, el operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los participantes en el mercado, antes del inicio de cada a\u00f1o natural, la relaci\u00f3n de los d\u00edas festivos de \u00e1mbito nacional a los que se refiere el anexo II de la Orden ITC\/2794\/2007, de 27 de septiembre, por el que se establecen las tarifas el\u00e9ctricas a partir del 1 de octubre de 2007.
\nP.O. 14.2 ADMISI\u00d3N DE PARTICIPANTES EN EL MERCADO Y DATOS NECESARIOS DURANTE SU PARTICIPACI\u00d3N
\n1. Objeto.
\nEl objeto de este procedimiento de operaci\u00f3n es establecer el proceso para la admisi\u00f3n de participantes en el mercado mayorista de electricidad y determinar los datos necesarios para su participaci\u00f3n en el mismo y, en particular, en el proceso de liquidaci\u00f3n.
\nEl operador del sistema gestionar\u00e1 la base de datos de los participantes en el mercado. Este procedimiento establece los mecanismos para la comunicaci\u00f3n al operador del sistema de cualquier cambio en dichos datos para mantener la informaci\u00f3n debidamente actualizada.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento de operaci\u00f3n es de aplicaci\u00f3n a los participantes en el mercado mayorista de electricidad (PM), a los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance (BRP) y al operador del sistema.
\n3. Referencias y definiciones.
\nLas referencias a Reglamento (UE) 2019\/943 se entender\u00e1n como referidas al Reglamento (UE) 2019\/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad.
\nLas referencias a Circular 3\/2019 se entender\u00e1n como referidas a Circular 3\/2019, de 20 de noviembre, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\nLas referencias a Mercado se entender\u00e1n como referidas al \u00abMercado mayorista de electricidad\u00bb definido en el art\u00edculo 1 de la Circular 3\/2019 como \u00abel integrado por el conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energ\u00eda y de otros servicios relacionados con el suministro de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nDe acuerdo con lo establecido en la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico, y en el Reglamento (UE) 2017\/2195, de la Comisi\u00f3n, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance el\u00e9ctrico, el mercado mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, organizados y no organizados, mercado diario, mercado intradiario, mercado de ajuste, entendidos estos como los servicios de no frecuencia y servicios de balance del sistema, necesarios para garantizar un suministro adecuado al consumidor, incluyendo la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas\u00bb.
\nLas referencias a Ministerio se entender\u00e1n como referidas al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y Reto Demogr\u00e1fico, o al que cada momento ostente la competencia en materia de energ\u00eda.
\nLas referencias a CNMC se entender\u00e1n como referidas a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.
\n\u00abParticipante en el mercado\u00bb: persona f\u00edsica o jur\u00eddica que est\u00e1 generando, comprando o vendiendo electricidad, que participa en la agregaci\u00f3n o que es un gestor de la participaci\u00f3n activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energ\u00eda, incluida la emisi\u00f3n de \u00f3rdenes de negociaci\u00f3n, en uno o varios de los mercados de la electricidad, entre ellos los mercados de la energ\u00eda de balance. Definici\u00f3n 25) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943.
\n\u00abSujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance (BRP, por sus siglas en ingl\u00e9s)\u00bb: participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desv\u00edos en el mercado de la electricidad. Definici\u00f3n 14) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943.
\n\u00abResponsabilidad en materia de balance\u00bb: todos los participantes del mercado ser\u00e1n responsables de los desv\u00edos que causen en el sistema (\u00abresponsabilidad de balance\u00bb). A tal fin, los participantes del mercado ser\u00e1n sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance o delegar\u00e1n contractualmente su responsabilidad en un sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance de su elecci\u00f3n. Cada sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance responder\u00e1 financieramente de los desv\u00edos y se esforzar\u00e1 por lograr el equilibrio o por contribuir a que el sistema el\u00e9ctrico est\u00e9 en equilibrio. Art\u00edculo 5 del del Reglamento (UE) 2019\/943.
\nSeg\u00fan se establece en el PO 14.1, adem\u00e1s de responsable financiero de los desv\u00edos de las unidades de programaci\u00f3n\/zonas de regulaci\u00f3n de las que es BRP, ser\u00e1 el responsable de los pagos, de los cobros y de la prestaci\u00f3n de las garant\u00edas de pago que se deriven de la participaci\u00f3n en los mercados gestionados por el operador del sistema.
\n\u00abUnidad de programaci\u00f3n (UP)\u00bb: es la unidad elemental por medio de la cual se establecen los programas de energ\u00eda en el mercado mayorista de electricidad definidos en el procedimiento de operaci\u00f3n 3.1.
\n4. Admisi\u00f3n de participantes en el mercado.
\nPara la admisi\u00f3n de un participante en el mercado este deber\u00e1 remitir al operador del sistema la informaci\u00f3n y documentaci\u00f3n establecida en este procedimiento por los medios establecidos a tal efecto:
\na. Documento acreditativo, con la necesaria fehaciencia, de las facultades del firmante de la solicitud con relaci\u00f3n a la entidad que presenta la solicitud.
\nb. En su caso, poder notarial de representaci\u00f3n otorgado al participante. El poder deber\u00e1 indicar expl\u00edcitamente bajo cu\u00e1l de las dos modalidades de representaci\u00f3n, establecidas en el PO 14.1, se le otorga la representaci\u00f3n.
\nc. En su caso, modelo de declaraci\u00f3n de contrato de comercializaci\u00f3n de energ\u00eda vertida por la instalaci\u00f3n en los t\u00e9rminos establecidos en el Art\u00edculo 24.4 de la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico.
\nd. En su caso, acreditaci\u00f3n de que el solicitante es propietario de instalaciones v\u00e1lidamente inscritas en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica o, en el caso de titulares de instalaciones de almacenamiento, los requisitos que se determinen reglamentariamente.
\ne. En su caso, la comunicaci\u00f3n de inicio de la actividad de comercializaci\u00f3n o de consumidor directo en mercado al Ministerio seg\u00fan lo establecido en Real Decreto 1955\/2000, de 1 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.
\nf. En su caso, acreditaci\u00f3n de delegaci\u00f3n contractual de responsabilidad del balance.
\ng. Acreditaci\u00f3n de la capacidad t\u00e9cnica necesaria para enviar y recibir informaci\u00f3n a trav\u00e9s de los sistemas inform\u00e1ticos del operador del sistema y, en su caso, del Tercero Autorizado. En particular, de que dispone de los medios t\u00e9cnicos necesarios y homologados para realizar las comunicaciones electr\u00f3nicas y el acceso a los sistemas inform\u00e1ticos que requiera su participaci\u00f3n en los procesos del operador del sistema que podr\u00e1 establecer, a tal efecto, un proceso de pruebas que deber\u00e1 superar el solicitante.
\nh. Prestaci\u00f3n ante el operador del sistema o, en su caso, ante el Tercero Autorizado, de las garant\u00edas por la cuant\u00eda establecida conforme a lo dispuesto en el PO 14.3.
\ni. Documento acreditativo de la disposici\u00f3n de una cuenta bancaria que cumpla las condiciones establecidas en el PO 14.7.
\nj. Cualquier otra documentaci\u00f3n exigible conforme a las leyes y reglamentos aplicables, especialmente la relativa a autorizaciones administrativas y a inscripciones en los Registros Administrativos que sean necesarias.
\nk. Cualquier otra informaci\u00f3n debidamente justificada que resulte necesaria para la participaci\u00f3n en el Mercado o para la publicaci\u00f3n de la liquidaci\u00f3n del operador del sistema.
\nSi un participante en el mercado desea hacerlo en distintas actividades destinadas al suministro de energ\u00eda el\u00e9ctrica, deber\u00e1 presentar una solicitud de forma separada para cada actividad.
\nLa admisi\u00f3n de un nuevo representante por el operador del sistema supondr\u00e1 autom\u00e1ticamente la revocaci\u00f3n de la representaci\u00f3n del anterior representante. El participante representado ser\u00e1 el responsable de comunicar al anterior representante el cambio de situaci\u00f3n y asumir\u00e1 los perjuicios causados por el incumplimiento de este deber de informaci\u00f3n.
\nLa delegaci\u00f3n contractual en un nuevo BRP supondr\u00e1 autom\u00e1ticamente la revocaci\u00f3n de la delegaci\u00f3n contractual preexistente. El participante que delega contractualmente la responsabilidad en un nuevo BRP ser\u00e1 el responsable de comunicar dicho cambio al anterior BRP y asumir\u00e1 los perjuicios causados por el incumplimiento de este deber de informaci\u00f3n.
\nEl participante en el mercado deber\u00e1 indicar en la solicitud la fecha en la que desea iniciar su participaci\u00f3n. En cualquier caso, la fecha efectiva de inicio de participaci\u00f3n estar\u00e1 condicionada al cumplimiento de todos los requisitos ante el operador del mercado y el operador del sistema.
\nUna vez verificado el cumplimiento de los requisitos de admisi\u00f3n, el operador del sistema coordinar\u00e1 con el operador del mercado la fecha efectiva de inicio de la participaci\u00f3n en el mercado, entendiendo como tal el primer d\u00eda natural en cuyos periodos de programaci\u00f3n podr\u00e1 participar.
\nEl operador del sistema gestionar\u00e1 una base de datos de los participantes en el mercado donde figurar\u00e1 la fecha de inicio de la participaci\u00f3n de cada uno, en su caso, las fechas de suspensi\u00f3n o de baja. En dicha base de datos figurar\u00e1n tambi\u00e9n los datos necesarios para la participaci\u00f3n en el mercado y, en particular, para el proceso de liquidaci\u00f3n. El contenido de la base de datos se establece en los siguientes apartados de este procedimiento de operaci\u00f3n. La base de datos de participantes en el mercado estar\u00e1 a disposici\u00f3n del Ministerio y de la CNMC. La relaci\u00f3n de unidades de programaci\u00f3n y de participantes en el mercado ser\u00e1 p\u00fablica.
\n5. Criterios generales de los datos de participantes.
\nLa relaci\u00f3n de datos que se establece en los apartados siguientes podr\u00e1 ser ampliada o reducida si lo exigiera la participaci\u00f3n en el mercado, en el proceso de liquidaci\u00f3n, la normativa vigente o el funcionamiento eficaz del proceso de liquidaci\u00f3n.
\nLos participantes en el mercado deber\u00e1n comunicar al operador del sistema cualquier cambio en los datos descritos en este procedimiento de operaci\u00f3n que se produzca durante su permanencia como participante en el mercado. El procedimiento de comunicaci\u00f3n y aceptaci\u00f3n de cambios en dichos datos se realizar\u00e1 conforme a lo establecido en este procedimiento de operaci\u00f3n.
\nEl inicio de aplicaci\u00f3n de un dato ser\u00e1 las 00:00 horas del primer d\u00eda natural en el que el dato es de aplicaci\u00f3n. El fin de la aplicaci\u00f3n de un dato ser\u00e1 las 24:00 horas del \u00faltimo d\u00eda natural completo en que el dato es de aplicaci\u00f3n.
\nNo se registrar\u00e1n cambios en mitad de un d\u00eda; las partes afectadas deber\u00e1n establecer un acuerdo econ\u00f3mico libremente pactado entre ellas para regularizar las consecuencias econ\u00f3micas de los cambios dentro del d\u00eda.
\nEl operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los participantes los medios para notificar los cambios. Estos medios, que podr\u00e1n ser electr\u00f3nicos, ser\u00e1n de utilizaci\u00f3n obligatoria por los participantes en el mercado.
\nLas notificaciones de altas, bajas o cambios deber\u00e1n recibirse en el operador del sistema con una antelaci\u00f3n m\u00ednima de cinco d\u00edas h\u00e1biles a la fecha solicitada de inicio del cambio.
\nEn todo caso, el operador del sistema determinar\u00e1 y comunicar\u00e1 al solicitante del cambio la fecha efectiva del cambio una vez comprobada la validez de las notificaciones y de la documentaci\u00f3n requerida.
\nSalvo comunicaci\u00f3n expresa, los cambios se entender\u00e1n aplicables desde la fecha efectiva hasta que se comunique un nuevo cambio.
\nEl operador del sistema no ser\u00e1 responsable de comunicar los cambios a otros participantes afectados distintos del solicitante. Esta responsabilidad ser\u00e1 en todo caso del participante que notifica el cambio.
\nLos datos de participantes en el mercado correspondientes a cada BRP y utilizados en cada liquidaci\u00f3n ser\u00e1n publicados de forma conjunta con la misma.
\n6. Datos necesarios de los participantes en el mercado.
\n6.1 Datos generales.
\nLa base de datos de participantes en el mercado contendr\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n relativa a cada participante en el mercado:
\n\u2013 C\u00f3digo de identificaci\u00f3n fiscal.
\n\u2013 C\u00f3digo de identificaci\u00f3n del participante en el mercado para las comunicaciones con el operador del sistema.
\n\u2013 Raz\u00f3n o denominaci\u00f3n social.
\n\u2013 Fecha de inicio de su participaci\u00f3n en el Mercado.
\n\u2013 Fecha de fin de su participaci\u00f3n en el Mercado.
\n\u2013 En su caso, fechas de inicio y fin de suspensiones, tipo de suspensi\u00f3n y motivo de la misma.
\n\u2013 Domicilio de la sede de actividad o establecimiento que sea relevante para la determinaci\u00f3n del r\u00e9gimen de tributaci\u00f3n correspondiente.
\n\u2013 Datos de las personas que tienen poder de representaci\u00f3n legal.
\n\u2013 Nombre, tel\u00e9fono y correo electr\u00f3nico de las personas autorizadas, hasta un m\u00e1ximo de dos, para notificar cambios en los datos del participante, para realizar consultas relacionadas con las anotaciones en cuenta y para realizar reclamaciones a las mismas.
\n\u2013 Nombre, tel\u00e9fono y correo electr\u00f3nico de las personas autorizadas, hasta un m\u00e1ximo de dos, para realizar consultas relacionadas con las facturas, los pagos y los cobros, y las garant\u00edas de pago.
\n\u2013 Datos de la cuenta bancaria para pagos y cobros.
\nLas direcciones de correo electr\u00f3nico ser\u00e1n preferentemente listas de distribuci\u00f3n gestionadas por el participante, el cual podr\u00e1 incluir en las listas las personas que considere oportunas, sin l\u00edmite ni necesidad de comunicarlo al operador del sistema.
\n7. Datos de las unidades de programaci\u00f3n.
\n7.1 Datos generales.
\nLa base de datos de participantes en el mercado contendr\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n relativa a cada unidad de programaci\u00f3n.
\n\u2013 C\u00f3digo de la unidad de programaci\u00f3n establecido de acuerdo con el P.O 3.1.
\n\u2013 C\u00f3digo de la unidad para informaci\u00f3n a la CNMC, en su caso.
\n\u2013 Descripci\u00f3n.
\n\u2013 Fecha de inicio de su participaci\u00f3n en el Mercado.
\n\u2013 Fecha de fin de su participaci\u00f3n en el Mercado.
\n\u2013 Frontera internacional para unidades de importaci\u00f3n y exportaci\u00f3n.
\n7.2 BRP de la unidad de programaci\u00f3n.
\nLa base de datos de participantes en el mercado contendr\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n relativa al BRP, responsable financiero de los desv\u00edos de cada unidad de programaci\u00f3n, y conforme a lo establecido en el PO 14.1, al que se anotaran todos los derechos de cobro y obligaciones de pagos que se derivan de su participaci\u00f3n en el Mercado:
\n\u2012 C\u00f3digo de la unidad de programaci\u00f3n.
\n\u2013 C\u00f3digo del BRP.
\n\u2013 En su caso, particularidad de delegaci\u00f3n de responsabilidad del balance, conforme a lo establecido en el PO 14.1.
\n\u2013 Fecha de inicio de la asignaci\u00f3n al BRP.
\n\u2013 Fecha de fin de la asignaci\u00f3n al BRP.
\n\u2013 Porcentaje de asignaci\u00f3n de la unidad en r\u00e9gimen de propiedad compartida al BRP.
\nLos cambios de BRP se registrar\u00e1n de forma autom\u00e1tica en la misma fecha del cambio originario.
\n7.3 Representante en nombre ajeno de la unidad de programaci\u00f3n.
\nLa base de datos de participantes en el mercado contendr\u00e1, en su caso, la siguiente informaci\u00f3n relativa a la representaci\u00f3n en nombre ajeno de la unidad de programaci\u00f3n:
\n\u2013 C\u00f3digo del representante.
\n\u2013 C\u00f3digo de la unidad de programaci\u00f3n.
\n\u2013 Fecha de inicio de la representaci\u00f3n.
\n\u2013 Fecha de fin de la representaci\u00f3n.
\n7.4 Zona de regulaci\u00f3n en la que est\u00e1 integrada una unidad de programaci\u00f3n.
\nLa base de datos de participantes en el mercado contendr\u00e1, en su caso, la siguiente informaci\u00f3n relativa a cada unidad de programaci\u00f3n integrada en zona de regulaci\u00f3n:
\n\u2012 C\u00f3digo de la unidad de programaci\u00f3n.
\n\u2013 C\u00f3digo de la zona de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Fecha de inicio de la integraci\u00f3n.
\n\u2013 Fecha de fin de la integraci\u00f3n.
\n\u2013 Porcentaje de integraci\u00f3n de la unidad en la zona.
\nEn todo caso, estos cambios estar\u00e1n sujetos a lo establecido en los procedimientos de operaci\u00f3n de regulaci\u00f3n secundaria y en el PO 3.1.
\n8. Datos de zonas de regulaci\u00f3n.
\nLa base de datos de participantes en el mercado contendr\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n relativa a cada zona de regulaci\u00f3n:
\n\u2013 C\u00f3digo de la zona de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Descripci\u00f3n.
\n\u2013 Fecha de inicio de participaci\u00f3n en el Mercado.
\n\u2013 Fecha de fin de participaci\u00f3n en el Mercado.
\n\u2013 C\u00f3digo del participante en el mercado propietario de la zona de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Fecha de inicio de la propiedad.
\n\u2013 Fecha de fin de la propiedad.
\nP.O. 14.4 DERECHOS DE COBRO Y OBLIGACIONES DE PAGO POR LOS SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA
\nI. Aspectos generales
\n1. Objeto.
\nEl objeto de este procedimiento es determinar los derechos de cobro y las obligaciones de pago que se derivan de los servicios de ajuste del sistema a efectos del proceso de liquidaci\u00f3n, seg\u00fan lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n 14.1 y en los procedimientos de operaci\u00f3n relativos a dichos servicios.
\nLos servicios de ajuste del sistema incluyen:
\na. La resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas establecidas en el procedimiento de operaci\u00f3n 3.2.
\nb. La activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance procedentes del producto de reserva de sustituci\u00f3n (RR) establecida en el procedimiento de operaci\u00f3n 3.3.
\nc. Los servicios complementarios de regulaci\u00f3n secundaria establecidos en el procedimiento de operaci\u00f3n 7.2.
\nd. Los servicios complementarios de regulaci\u00f3n terciaria establecidos en el procedimiento de operaci\u00f3n 7.3.
\ne. Los desv\u00edos entre la medida en barras de central y el programa.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n, referencias y definiciones.
\n2.1 \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEste procedimiento es de aplicaci\u00f3n al operador del sistema y a los participantes en el mercado (PM), a los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance (BRP, por sus siglas en ingl\u00e9s) y a los proveedores de servicios de balance (BSP, por sus siglas en ingl\u00e9s).
\n2.2 Referencias.
\nLas referencias a Reglamento (UE) 2019\/943 se entender\u00e1n como referidas al Reglamento (UE) 2019\/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad.
\nLas referencias a Circular 3\/2019 se entender\u00e1n como referidas a la Circular 3\/2019, de 20 de noviembre, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema.
\nLas referencias a Mercado se entender\u00e1n como referidas al \u00abMercado mayorista de electricidad\u00bb definido en el art\u00edculo 1 de la Circular 3\/2019 como el integrado por el conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energ\u00eda y de otros servicios relacionados con el suministro de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nDe acuerdo con establecido en la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico, y en el Reglamento (UE) 2017\/2195, de la Comisi\u00f3n, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance el\u00e9ctrico, el mercado mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, organizados y no organizados, mercado diario, mercado intradiario, mercado de ajuste, entendidos estos como los servicios de no frecuencia y servicios de balance del sistema, necesarios para garantizar un suministro adecuado al consumidor, incluyendo la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nLas referencias a Ministerio se entender\u00e1n como referidas al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y Reto Demogr\u00e1fico, o al que cada momento ostente la competencia en materia de energ\u00eda.
\nLas referencias a CNMC se entender\u00e1n como referidas a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.
\nLas referencias a Condiciones del Balance se entender\u00e1n como referidas a las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol aprobadas por la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.
\nLas referencias a Reglamento EB en este procedimiento se entender\u00e1n como referidas al Reglamento (UE) 2017\/2195 por el que se establece una directriz sobre el balance el\u00e9ctrico.
\nLas referencias a PMD en las f\u00f3rmulas de este procedimiento de operaci\u00f3n se entender\u00e1n como referidas al precio del mercado diario.
\n2.3. Definiciones.
\n\u00abParticipante en el mercado\u00bb: persona f\u00edsica o jur\u00eddica que est\u00e1 generando, comprando o vendiendo electricidad, que participa en la agregaci\u00f3n o que es un gestor de la participaci\u00f3n activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energ\u00eda, incluida la emisi\u00f3n de \u00f3rdenes de negociaci\u00f3n, en uno o varios de los mercados de la electricidad, entre ellos los mercados de la energ\u00eda de balance. Definici\u00f3n 25) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943.
\n\u00abSujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance (BRP por sus siglas en ingl\u00e9s)\u00bb: participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desv\u00edos en el mercado de la electricidad. Definici\u00f3n 14) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943.
\n\u00abResponsabilidad en materia de balance\u00bb: todos los participantes del mercado ser\u00e1n responsables de los desv\u00edos que causen en el sistema (\u00abresponsabilidad de balance\u00bb). A tal fin, los participantes del mercado ser\u00e1n sujetos de liquidaci\u00f3n responsables del balance o delegar\u00e1n contractualmente su responsabilidad en un sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance de su elecci\u00f3n. Cada sujeto de liquidaci\u00f3n responsable del balance responder\u00e1 financieramente de los desv\u00edos y se esforzar\u00e1 por lograr el equilibrio o por contribuir a que el sistema el\u00e9ctrico est\u00e9 en equilibrio. Art\u00edculo 5 del Reglamento (UE) 2019\/943.
\n\u00abProveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en ingl\u00e9s)\u00bb: participante en el mercado que suministra energ\u00eda de balance y\/o reserva de balance a los TSO, tal como se define en el punto (12) del art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2019\/943.
\n\u00abUnidad de programaci\u00f3n (UP)\u00bb: es la unidad elemental por medio de la cual se establecen los programas de energ\u00eda en el mercado mayorista de electricidad definidos en el procedimiento de operaci\u00f3n 3.1 .
\n\u00abProgramas de intercambio transfronterizos de producto RR\u00bb o \u00abProgramas de intercambio RR\u00bb: programas de intercambio establecidos como energ\u00eda de balance del producto de reservas de sustituci\u00f3n (Replacement Reserves, RR por sus siglas en ingl\u00e9s).
\n\u00abProceso de compensaci\u00f3n de desequilibrios\u00bb: proceso Imbalance Netting (IN por sus siglas en ingl\u00e9s).
\n3. Criterios generales.
\n3.1 Criterio de signos.
\nEl criterio de signos adoptado en las f\u00f3rmulas de este procedimiento de operaci\u00f3n es el siguiente:
\na. La producci\u00f3n e importaci\u00f3n de energ\u00eda tienen signo positivo. El consumo y exportaci\u00f3n de energ\u00eda tienen signo negativo.
\nb. La energ\u00eda a subir tiene signo positivo. Se define la energ\u00eda a subir como los incrementos de producci\u00f3n o importaci\u00f3n de energ\u00eda y las disminuciones de consumo o exportaci\u00f3n de energ\u00eda.
\nc. La energ\u00eda a bajar tiene signo negativo. Se define la energ\u00eda a bajar como las disminuciones de producci\u00f3n o importaci\u00f3n de energ\u00eda y los incrementos de consumo o exportaci\u00f3n de energ\u00eda.
\nd. Los derechos de cobro tienen signo positivo. Las obligaciones de pago tienen signo negativo.
\ne. Los derechos de cobro que resulten con signo negativo (debido a precios negativos) se convertir\u00e1n en obligaciones de pago. Las obligaciones de pago con signo positivo (debido a precios negativos) se convertir\u00e1n en derechos de cobro.
\n3.2. Magnitudes.
\nLas magnitudes a las que se hace referencia en los textos y f\u00f3rmulas de este procedimiento de operaci\u00f3n se entender\u00e1n expresadas en las siguientes unidades:
\na. Las magnitudes de energ\u00eda se entender\u00e1n expresadas en MWh con el n\u00famero de decimales en los que se realice la asignaci\u00f3n o medici\u00f3n de energ\u00eda en cada caso y hasta un m\u00e1ximo de tres decimales.
\nb. Las magnitudes de potencia se entender\u00e1n expresadas en MW con el n\u00famero de decimales en los que se realice la asignaci\u00f3n o medici\u00f3n de potencia en cada caso y hasta un m\u00e1ximo de tres decimales.
\nc. Los precios de energ\u00eda se entender\u00e1n expresados en euros por MWh con la precisi\u00f3n con la que se determinen en cada mercado.
\nd. Los precios de potencia se entender\u00e1n expresados en euros por MW con la precisi\u00f3n con la que se determinen en cada mercado.
\ne. Los porcentajes se entender\u00e1n ya divididos por 100.
\nf. Los derechos de cobro y obligaciones de pago se entender\u00e1n expresados en euros con dos decimales, efectu\u00e1ndose, en su caso, el redondeo necesario.
\ng. Los t\u00e9rminos de las f\u00f3rmulas de este procedimiento de operaci\u00f3n se entender\u00e1n referidos a valores de una hora, salvo menci\u00f3n expresa en otro sentido.
\nII. Liquidaci\u00f3n de la energ\u00eda de balance
\nEnerg\u00eda de balance provista por los BSP del sistema el\u00e9ctrico peninsular
\n4. Productos de energ\u00eda de balance.
\nLa energ\u00eda de balance se asigna a los proveedores de servicios de balance (BSP) a trav\u00e9s de los siguientes productos:
\n(a) Producto de reserva de sustituci\u00f3n \u00abReplacement Reserve\u00bb (RR).
\n(b) Regulaci\u00f3n terciaria. Se corresponde con el futuro producto de balance \u00abmanual Frequency Restoration Reserve\u00bb (mFRR).
\n(c) Regulaci\u00f3n secundaria. Se corresponde con el futuro producto de balance \u00abautomatic Frequency Restoration Reserve\u00bb (aFRR).
\nLa liquidaci\u00f3n de la energ\u00eda de balance asignada se realiza en cada direcci\u00f3n, a subir y a bajar, al precio marginal de cada servicio seg\u00fan se establece en los apartados 5, 6 y 7.
\nLa liquidaci\u00f3n del incumplimiento de la energ\u00eda neta de balance asignada se realiza en cada direcci\u00f3n, a subir y a bajar, seg\u00fan se establece en el apartado 8.
\n5. Energ\u00eda de balance del producto RR.
\n5.1 Energ\u00eda de balance de producto RR a subir.
\na) La activaci\u00f3n de ofertas de energ\u00eda de balance a subir del producto RR da lugar a un derecho de cobro para cada unidad u que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCRRu = \u2211q ERRSu \u00d7 PMRR
\nDonde:
\nERRSu = Energ\u00eda activada del producto RR a subir por a la unidad u.
\nPMRR = Precio marginal cuartohorario del producto RR.
\nEn el caso de que el PMRR sea negativo, la activaci\u00f3n dar\u00e1 lugar a una obligaci\u00f3n de pago.
\nb) En el caso de ofertas activadas por razones de control de flujo de las interconexiones, la energ\u00eda activada ser\u00e1 valorada al precio de la oferta de activaci\u00f3n de esa energ\u00eda, siempre que este precio sea superior al precio marginal del producto RR en el sistema peninsular espa\u00f1ol. El derecho de cobro se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCRRSCFu = \u2211q ERRSCFu \u00d7 m\u00e1x (PMRR, POFRRSu)
\nDonde:
\nERRSCFu = Energ\u00eda activada a subir del producto RR a la unidad u por razones de control de flujo en la interconexi\u00f3n.
\nPOFRRSu = Precio cuartohorario de la oferta activada del producto RR a la unidad u por razones de control de flujo en la interconexi\u00f3n.
\nEn el caso de que m\u00e1x (PMRR, POFRRSu) sea negativo, la activaci\u00f3n dar\u00e1 lugar a una obligaci\u00f3n de pago.
\n5.2 Energ\u00eda de balance de producto RR a bajar.
\na) La activaci\u00f3n de ofertas de energ\u00eda de balance a bajar del producto RR da lugar a una obligaci\u00f3n de pago para cada unidad que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPRRu = \u2211q ERRBu \u00d7 PMRR
\nDonde:
\nERRBu = Energ\u00eda activada a bajar del producto RR a la unidad u.
\nPMRR = Precio marginal cuartohorario del producto RR.
\nEn el caso de que el PMRR sea negativo, la activaci\u00f3n dar\u00e1 lugar a un derecho de cobro.
\nb) En el caso de ofertas activadas por razones de control de flujo de las interconexiones, la energ\u00eda activada ser\u00e1 valorada al precio de la oferta de activaci\u00f3n de esa energ\u00eda, siempre que este precio sea inferior al precio marginal del producto RR en el sistema peninsular espa\u00f1ol. La obligaci\u00f3n de pago se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPRRBCFu = \u2211q ERRBCFu \u00d7 m\u00edn (PMRR, POFRRBu)
\nDonde:
\nERRBCFu = Energ\u00eda activada a bajar del producto RR a la unidad u por razones de control de flujo en la interconexi\u00f3n.
\nPOFRRBu = Precio cuartohorario de la oferta activada del producto RR a la unidad u por razones de control de flujo en la interconexi\u00f3n.
\nEn el caso de que m\u00e1x (PMRR, POFRRBu) sea negativo, la activaci\u00f3n dar\u00e1 lugar a un derecho de cobro.
\n5.3 Asignaci\u00f3n del sobrecoste por activaci\u00f3n de ofertas por razones de control de flujo en las interconexiones.
\nEl sobrecoste ocasionado por la activaci\u00f3n de ofertas por razones de control de flujo de las interconexiones, SCRRCF, se anotar\u00e1, para cada hora, en la cuenta del operador del sistema y ser\u00e1 liquidado entre el operador del sistema y la entidad de liquidaci\u00f3n centralizada que actuar\u00e1 como contraparte entre los operadores del sistema. Se calcula para cada hora seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nSCRRCF = \u2211q ERRSCFu \u00d7 (POFRRSu – PMRR) + \u2211q ERRBCFu \u00d7 (PMRR – POFRRBu)
\n6. Regulaci\u00f3n terciaria.
\n6.1 Regulaci\u00f3n terciaria a subir.
\na) La asignaci\u00f3n de energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria energ\u00eda a subir da lugar a un derecho de cobro para cada unidad que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCTERu = ETERSu \u00d7 PMTERS
\nDonde:
\nETERSu = Energ\u00eda terciaria asignada a subir a la unidad u.
\nPMTERS = Precio marginal de la asignaci\u00f3n de terciaria a subir.
\nb) Si la asignaci\u00f3n se realiza por mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n, el precio a aplicar ser\u00e1 el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal de regulaci\u00f3n terciaria a subir de la hora cuando dicho precio marginal sea mayor o igual a 0. Si el precio marginal de regulaci\u00f3n terciaria a subir es menor que 0, el precio a aplicar ser\u00e1 el resultado del producto de 0,85 por el precio marginal de regulaci\u00f3n terciaria a subir.
\nEn su defecto, el precio a aplicar ser\u00e1 el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal del mercado diario cuando dicho precio sea mayor o igual a 0. Si el precio marginal del mercado diario es menor que 0, el precio a aplicar ser\u00e1 el producto de 1,15 por el valor medio aritm\u00e9tico del precio marginal horario resultante del mercado diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
\n6.2 Regulaci\u00f3n terciaria a bajar.
\na) La asignaci\u00f3n de energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria energ\u00eda a bajar da lugar a una obligaci\u00f3n de pago para cada unidad que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPTERu = ETERBu \u00d7 PMTERB
\nDonde:
\nETERBu = Energ\u00eda terciaria asignada a bajar a la unidad u.
\nPMTERB = Precio marginal de la asignaci\u00f3n de terciaria a bajar.
\nb) Si la asignaci\u00f3n se realiza por mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n, el precio a aplicar ser\u00e1 el resultado del producto de 0,85 por el precio marginal de regulaci\u00f3n terciaria a bajar de la hora cuando dicho precio marginal sea mayor o igual a 0. Si el precio marginal de regulaci\u00f3n terciaria a bajar es menor que 0, el precio a aplicar ser\u00e1 el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal de regulaci\u00f3n terciaria a bajar.
\nEn su defecto, el precio a aplicar ser\u00e1 el resultado del producto de 0,85 por el precio marginal del mercado diario cuando dicho precio sea mayor o igual a 0. Si el precio marginal del mercado diario es menor que 0, el precio a aplicar ser\u00e1 el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal del mercado diario.
\n7. Regulaci\u00f3n secundaria.
\n7.1 Regulaci\u00f3n secundaria a subir.
\nLa aportaci\u00f3n de energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria a subir por cada zona de regulaci\u00f3n z da lugar a un derecho de cobro que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCSECz = ESECSz \u00d7 PMSECS \u00d7 CATS
\nDonde:
\nCATS = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a subir, en caso contrario, CATS ser\u00e1 igual a 1,15.
\nESECSz = Energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria a subir aportada por la zona de regulaci\u00f3n z.
\nPMSECS = Precio marginal de la energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria aportada a subir.
\n7.2 Regulaci\u00f3n secundaria a bajar.
\nLa asignaci\u00f3n de energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria a bajar da lugar a una obligaci\u00f3n de pago para cada zona de regulaci\u00f3n z que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPSECz = ESECBz \u00d7 PMSECB \u00d7 CATB
\nDonde:
\nCATB = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a bajar, en caso contrario CATB ser\u00e1 igual a 0,85.
\nESECBz = Energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria aportada a bajar por la zona de regulaci\u00f3n z.
\nPMSECB = Precio marginal de la energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria aportada a bajar. El precio marginal horario de la energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria a bajar estar\u00e1 limitado por el valor de precio m\u00e1ximo vigente en el Mercado Diario, y por el valor de precio m\u00ednimo vigente en el Mercado Diario cuando el precio marginal de la energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria haya resultado superior o igual a 0.
\n8. Incumplimiento de las asignaciones de energ\u00eda de balance RR y terciaria.
\nEl cumplimiento del saldo neto de las asignaciones de energ\u00eda de balance RR y terciaria se verificar\u00e1 de forma agregada para cada zona de regulaci\u00f3n y de forma agregada para las unidades de programaci\u00f3n con asignaci\u00f3n de energ\u00eda de balance RR y energ\u00eda terciaria del mismo BSP no pertenecientes a zona de regulaci\u00f3n.
\n8.1 Incumplimiento de asignaci\u00f3n neta de energ\u00eda de balance RR y terciaria a subir.
\nA efectos de las f\u00f3rmulas siguientes, las referencias a saldos o sumas de las unidades de programaci\u00f3n del BSP, o del BSP, se refieren a los saldos de sus unidades de programaci\u00f3n con asignaci\u00f3n neta a subir de energ\u00eda de balance RR y de terciaria, no pertenecientes a zona de regulaci\u00f3n y cuyo saldo de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real es nulo o a subir.
\nLa obligaci\u00f3n de pago por incumplimiento de asignaci\u00f3n neta de energ\u00eda de balance RR y terciaria a subir de la zona de regulaci\u00f3n z o del BSP s se calcular\u00e1 de la forma siguiente:
\nOPEINCLEBALSz, s = EINCLEBALSz, s x abs(PBALz, s) x 0,2
\nDonde:
\nEINCLEBALSz, s = Energ\u00eda incumplida de asignaci\u00f3n neta de energ\u00eda de balance RR y terciaria a subir de la zona z o del BSP s. Se tomar\u00e1 valor cero si en la hora la zona de regulaci\u00f3n o el BSP tienen asignado un saldo neto a bajar de energ\u00eda por restricciones en tiempo real. Si en la hora la zona de regulaci\u00f3n o el BSP tiene saldo a subir de energ\u00eda de restricciones en tiempo real se considerar\u00e1 que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de energ\u00eda de balance RR y terciaria.
\nLa energ\u00eda incumplida para cada zona de regulaci\u00f3n z o cada BSP s se calcular\u00e1 seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nEINCLEBALSz, s = m\u00e1x [ – STGS z, s, m\u00edn (0, \u03a3z, s MBCu – EREFSz, s ) ]
\nDonde:
\nMBC u, = medida en barras de central, seg\u00fan se establece en el anexo III, de cada unidad de programaci\u00f3n integrada en la zona de regulaci\u00f3n z o perteneciente al BSP s.
\nEREFS z, s = \u03a3z, s PHFCu + SRTRS z, s + STGS z, s + (ESECSz + ESECBz).
\nSRTRS z, s = saldo neto a subir de energ\u00eda de restricciones en tiempo real, de la zona de regulaci\u00f3n z o del BSP s, obtenida como suma de la energ\u00eda de restricciones asignada a cada unidad de programaci\u00f3n de la zona de regulaci\u00f3n o del BSP s.
\nSTGS z, s = saldo neto a subir de la energ\u00eda de energ\u00eda de balance RR y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la zona de regulaci\u00f3n o al BSP obtenida como suma de las asignaciones a las unidades u integradas en la zona de regulaci\u00f3n z o pertenecientes al BSP s.
\nPBALz, s = precio medio de la energ\u00eda asignada a subir de energ\u00eda de balance RR y regulaci\u00f3n terciaria a las unidades integradas en la zona de regulaci\u00f3n z o las unidades pertenecientes al BSP s.
\nPBALz, s = [ \u03a3u (ETERSu \u00d7 PMTERS) + \u03a3q\u03a3u (ERRS,u \u00d7 PMRR) + \u03a3q\u03a3u(ERRSCFu \u00d7 m\u00e1x (PMRR, POFRRBu)) ] \/ [ \u03a3uETERSu + \u03a3u ERRSu, + \u03a3q\u03a3u(ERRSCFu)].
\nOpcionalmente, y previa solicitud al operador del sistema, la obligaci\u00f3n de pago por incumplimiento de asignaci\u00f3n neta a subir de energ\u00eda de balance RR y terciaria del BSP, s, se repartir\u00e1 entre las unidades de programaci\u00f3n u con incumplimiento a subir del BSP, en proporci\u00f3n a su incumplimiento, seg\u00fan las f\u00f3rmulas del anexo I.
\n8.2 Incumplimiento de asignaci\u00f3n neta de energ\u00eda de balance RR y terciaria a bajar.
\nA efectos de las f\u00f3rmulas siguientes, las referencias a saldos o sumas de las unidades de programaci\u00f3n del BSP, o del BSP, se refieren a los saldos de sus unidades de programaci\u00f3n con asignaci\u00f3n neta a bajar de energ\u00eda de balance RR y de terciaria, no pertenecientes a zona de regulaci\u00f3n y cuyo saldo de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real es nulo o a bajar.
\nLa obligaci\u00f3n de pago por incumplimiento de asignaci\u00f3n neta de energ\u00eda de balance RR y terciaria a bajar de la zona de regulaci\u00f3n z o del BSP s se calcular\u00e1 de la forma siguiente:
\nOPEINCLEBALBz, s = EINCLEBALBz, s x abs(PMD)
\nDonde:
\nEINCLEBALBz, s = Energ\u00eda incumplida de asignaci\u00f3n neta de energ\u00eda de balance RR y terciaria a bajar la zona z o del BSP s. Se tomar\u00e1 valor cero si en la hora la zona de regulaci\u00f3n o el BSP tienen asignado un saldo neto a subir de energ\u00eda por restricciones en tiempo real. Si en la hora la zona de regulaci\u00f3n o el BSP tienen saldo neto a bajar de energ\u00eda de restricciones en tiempo real se considerar\u00e1 que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de energ\u00eda de balance RR y terciaria.
\nLa energ\u00eda incumplida para cada zona de regulaci\u00f3n z o cada BSP s se calcular\u00e1 seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nEINCLEBALBz, s = – m\u00edn ( – STGB z, s, m\u00e1x (0, \u03a3z, s MBCu – EREFBu) )
\nDonde:
\nMBCu = medida en barras de central, seg\u00fan se establece en el anexo III, de cada unidad de programaci\u00f3n integrada en la zona de regulaci\u00f3n z o perteneciente al BSP s.
\nEREFB z, s = \u03a3z, s PHFCu + SRTRB z, s + STGB z, s + (ESECSz + ESECBz).
\nSRTRB z, s = energ\u00eda de restricciones en tiempo real neta a bajar, de la zona de regulaci\u00f3n z o del BSP s, obtenida como suma de la energ\u00eda de restricciones asignada a cada unidad de programaci\u00f3n de la zona de regulaci\u00f3n o del BSP s.
\nSTGB z, s = saldo neto a bajar de la energ\u00eda de energ\u00eda de balance RR y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la zona de regulaci\u00f3n o el BSP obtenida como suma de las asignaciones a las unidades u integradas en la zona de regulaci\u00f3n z o perteneciente al BSP s.
\nOpcionalmente, previa solicitud al operador del sistema, la obligaci\u00f3n de pago por incumplimiento de asignaci\u00f3n neta a bajar de energ\u00eda de balance RR y terciaria del BSP, s, se repartir\u00e1 entre las unidades de programaci\u00f3n con incumplimiento a bajar del BSP, en proporci\u00f3n a su incumplimiento seg\u00fan las f\u00f3rmulas del anexo I.
\n8.3 Asignaci\u00f3n del importe de los incumplimientos de asignaci\u00f3n neta de energ\u00eda de balance RR y terciaria.
\nLa suma de las obligaciones de pago por incumplimientos de energ\u00eda de energ\u00eda de balance RR y\/o terciaria es el saldo de incumplimientos de energ\u00eda de balance (OPEINCLEBAL) que se integrar\u00e1 en el coste horario de los servicios de ajuste y se repartir\u00e1 a las unidades de adquisici\u00f3n conforme a lo establecido en el apartado 26 de este procedimiento.
\nEnerg\u00eda de balance intercambiada entre TSO
\n9. Intercambios internacionales de energ\u00eda de balance.
\n9.1 Intercambios transfronterizos de energ\u00eda de balance del producto RR entre sistemas el\u00e9ctricos.
\nLos intercambios transfronterizos de energ\u00eda de balance del producto RR entre sistemas que realice el operador del sistema se valoraran al precio indicado en los apartados siguientes. Se realizar\u00e1 una anotaci\u00f3n horaria para cada interconexi\u00f3n en la cuenta del operador del sistema, a efectos de su liquidaci\u00f3n de acuerdo con lo establecido en el PO14.6.
\n9.1.1 Intercambio de energ\u00edas de balance en sentido importador.
\nSi el intercambio transfronterizo de energ\u00edas de balance del producto RR tiene sentido importador, se anotar\u00e1 un derecho de cobro en cada interconexi\u00f3n i que se calcular\u00e1 mediante la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCITBi = \u2211 (EIITBi, x PMRR)
\nDonde:
\nEIITBi = Energ\u00eda de importaci\u00f3n correspondiente a un intercambio transfronterizo de energ\u00eda de balance del producto RR en la interconexi\u00f3n i.
\nPMRR = Precio marginal del producto RR.
\n9.1.2 Intercambio de energ\u00eda de balance en sentido exportador.
\nSi el intercambio transfronterizo de energ\u00eda de balance del producto RR es en sentido exportador se anotar\u00e1 una obligaci\u00f3n de pago en cada interconexi\u00f3n i que se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPITBi = \u2211 (EEITBi x PMRR)
\nDonde:
\nEEITBi = Energ\u00eda de exportaci\u00f3n correspondiente al intercambio transfronterizo de energ\u00eda de balance del producto RR en la interconexi\u00f3n i.
\nPMRR = Precio marginal del producto RR.
\n9.2 Intercambios transfronterizos de energ\u00eda resultantes de la compensaci\u00f3n de desequilibrios entre sistemas el\u00e9ctricos.
\nLos intercambios transfronterizos de energ\u00edas de balance entre operadores de sistemas el\u00e9ctricos establecidos como resultado de la aplicaci\u00f3n del proceso IN, ser\u00e1n valorados al precio indicado en los apartados siguientes.
\nSe realizar\u00e1 una anotaci\u00f3n horaria en la cuenta del operador del sistema a efectos de su liquidaci\u00f3n de acuerdo con lo establecido en el PO14.6.
\n9.2.1 Intercambio de energ\u00eda de balance en sentido importador.
\nSi el intercambio transfronterizo de energ\u00eda tiene sentido importador, se anotar\u00e1 un derecho de cobro que se calcular\u00e1 mediante la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCIINi = \u2211i (EIINi x PIN)
\nEIINi, b = Energ\u00eda de importaci\u00f3n correspondiente a un intercambio transfronterizo de energ\u00eda de compensaci\u00f3n de desv\u00edos IN en la interconexi\u00f3n i.
\nPIN = Precio medio ponderado a aplicar del producto IN, establecido en el apartado 5 del anexo V del procedimiento de operaci\u00f3n 7.2.
\n9.2.2 Intercambio de energ\u00eda de balance en sentido exportador.
\nSi el intercambio transfronterizo de energ\u00eda tiene sentido exportador, se anotar\u00e1 una obligaci\u00f3n de pago que se calcular\u00e1 mediante la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPEINi = \u2211i (EEINi x PIN).
\nEEINi, b = Energ\u00eda de exportaci\u00f3n correspondiente a un intercambio transfronterizo de energ\u00eda de compensaci\u00f3n de desv\u00edos IN en la interconexi\u00f3n i.
\nPIN = Precio medio ponderado a aplicar del producto IN, establecido en el apartado 5 del anexo V del procedimiento de operaci\u00f3n 7.2.
\nIII. Liquidaci\u00f3n de los desv\u00edos
\n10. Liquidaci\u00f3n del desv\u00edo del BRP.
\n10.1 Derecho de cobro por el desv\u00edo a subir del BRP.
\nSi el desv\u00edo d calculado para el BRP es positivo, el precio a aplicar al desv\u00edo d ser\u00e1 el precio del desv\u00edo a subir, PDESVS, calculado seg\u00fan lo establecido en el apartado 12.1. El derecho de cobro se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCDESVbrp = DESVbrp x PDESVS
\n10.2 Obligaci\u00f3n de pago por el desv\u00edo a bajar del BRP.
\nSi el desv\u00edo d calculado para el BRP es negativo, el precio a aplicar al desv\u00edo d ser\u00e1 el precio del desv\u00edo a bajar, PDESVB, calculado seg\u00fan lo establecido en el apartado 12.2. La obligaci\u00f3n de pago se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPDESVbrp = DESVbrp x PDESVB.
\n10.3 Desv\u00edo cero del BRP.
\nSi el desv\u00edo d calculado para el BRP es cero, el importe econ\u00f3mico ser\u00e1 cero.
\n10.4 Liquidaci\u00f3n opcional de los desv\u00edos por unidades de programaci\u00f3n y zonas de regulaci\u00f3n de cada BRP.
\nOpcionalmente, y previa solicitud del BRP al operador del sistema, se podr\u00e1n calcular los derechos de cobro y obligaciones de pago por el desv\u00edo de cada una de las unidades de programaci\u00f3n y zonas de regulaci\u00f3n del BRP conforme a lo establecido en el anexo II.
\n11. C\u00e1lculo del desv\u00edo de cada BRP.
\nCada BRP tendr\u00e1 dos posiciones finales para la determinaci\u00f3n de la energ\u00eda del desv\u00edo: generaci\u00f3n y consumo.
\nEl desv\u00edo de cada BRP por la posici\u00f3n de generaci\u00f3n es la diferencia entre la medida asignada a la posici\u00f3n final de generaci\u00f3n del BRP y la suma de la posici\u00f3n final de generaci\u00f3n del BRP y del ajuste del desv\u00edo de generaci\u00f3n.
\nEl desv\u00edo de cada BRP por la posici\u00f3n de consumo es la diferencia entre la medida asignada a la posici\u00f3n final de consumo del BRP y la suma de la posici\u00f3n final de consumo del BRP y del ajuste del desv\u00edo de consumo.
\nEl desv\u00edo DESVbrp se calcula, de forma separada para la posici\u00f3n de generaci\u00f3n y para la posici\u00f3n de consumo, seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDESVbrp = MEDBCbrp \u2013 (POSFINbrp + AJUDSVbrp)
\nDonde:
\nMEDBCbrp = Medidas en barras de central del BRP.
\nPOSFINbrp = Posici\u00f3n final del BRP.
\nAJUDSVbrp = Ajuste del desv\u00edo del BRP.
\n11.1 Medida en barras de central de cada posici\u00f3n de generaci\u00f3n y consumo de un BRP.
\nLa medida MEDBCbrp en barras de central de cada posici\u00f3n de un BRP es la suma de las medidas horarias en barras de central de cada unidad de programaci\u00f3n de generaci\u00f3n o de consumo del BRP.
\nLa medida de cada unidad de programaci\u00f3n y la elevaci\u00f3n a barras de central de las medidas en punto frontera se determinar\u00e1 seg\u00fan los criterios y f\u00f3rmulas del anexo III.
\n11.2 Posici\u00f3n final de un BRP.
\nCada BRP tendr\u00e1 dos posiciones finales para la determinaci\u00f3n de la energ\u00eda del desv\u00edo: generaci\u00f3n y consumo.
\nLa posici\u00f3n final POSFINbrp de un BRP es la suma de la energ\u00eda programada de cada una de las unidades de programaci\u00f3n que forman parte de la posici\u00f3n final de generaci\u00f3n o de consumo del BRP, en el Programa Horario Final definido en el PO 3.1.
\nPOSFINbrp = \u2211u PHFC(u, brp)
\n11.3 Ajuste del desv\u00edo de un BRP.
\nEl ajuste del desv\u00edo AJUDSVbrp es la suma de las energ\u00edas de balance (EB) de las unidades de programaci\u00f3n y zonas de regulaci\u00f3n asignadas a la posici\u00f3n final de generaci\u00f3n o consumo de cada BRP y de la suma de la energ\u00eda asignada por el operador del sistema a las unidades de programaci\u00f3n del BRP por restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real (ERTR) asignadas a la posici\u00f3n final de generaci\u00f3n o consumo de cada BRP. La energ\u00eda reducida a unidades de programaci\u00f3n de consumidores por \u00f3rdenes de interrumpibilidad (ERSINT) ser\u00e1 tambi\u00e9n considerada en el c\u00e1lculo del ajuste del desv\u00edo.
\nAJUDSVbrp = \u2211u EB(u, brp) + \u2211z EB(z, brp) + \u2211u ERTR(u, brp) + \u2211u ERSINT(u, brp)
\n12. Precios de los desv\u00edos.
\nEl precio del desv\u00edo ser\u00e1 un precio dual. A efectos de determinar el precio del desv\u00edo se calcular\u00e1 el saldo neto horario SNSB de las energ\u00edas a subir y a bajar asignadas descontando la energ\u00eda de balance activada para necesidades de balance de otros TSO:
\n\u2212 Por la activaci\u00f3n de ofertas a BSP internos de energ\u00eda de balance RR.
\n\u2212 Por regulaci\u00f3n terciaria.
\n\u2212 Por regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2212 Por intercambios transfronterizos por energ\u00eda RR.
\n\u2212 Por intercambios transfronterizos del proceso de compensaci\u00f3n de desequilibrios (IN).
\nSNSB = \u2211u, (\u2211qERRSu + \u2211qERRBu) + (\u2211qERRSCFu + \u2211qERRBCFu) + \u2211u(ETERSu+ETERBu) +\u2211z (ESECSz+ESECBz) + \u2211i (EIITBi + EEITBi) + \u2211i(EIINi + EEINi)
\n12.1 Precio de desv\u00edos a subir.
\nSe definen como desv\u00edos a subir los desv\u00edos en sentido de mayor generaci\u00f3n y los desv\u00edos en sentido de menor consumo. El precio del desv\u00edo a subir de un BRP, PDESVSbrp, se calcular\u00e1 con los siguientes criterios.
\n(a) Si el saldo neto horario de las energ\u00edas de balance, SNSB, es a subir, cero o nulo, el precio de los desv\u00edos a subir para el BRP ser\u00e1 el precio marginal del mercado diario.
\nSi SNSB > = 0, PDESVSbrp= PMD.
\n(b) Si el saldo neto horario de las energ\u00edas de balance, SNSB, es negativo, el precio horario de los desv\u00edos a subir se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nSi SNSB < 0, PDESVSbrp = m\u00ednimo (PMD, PMPRTSB).
\nSiendo PMPRTSB el precio medio ponderado de las energ\u00edas de balance a bajar asignadas a los BSP del sistema el\u00e9ctrico peninsular y de energ\u00eda activada de otros TSOs, descontando la energ\u00eda de balance activada para necesidades de balance de otros TSO, redondeado a dos decimales. El importe correspondiente a la activaci\u00f3n de ofertas del producto RR es el que resulta de valorar toda la energ\u00eda neta a bajar al precio marginal del producto RR, independientemente de que la oferta se hubiera activado por razones de control de flujo en la interconexi\u00f3n.
\nSi no existe valor para PMPRTSB, el precio de los desv\u00edos a subir ser\u00e1 el precio marginal del mercado diario.
\n12.2 Precio de desv\u00edos a bajar.
\nSe definen como desv\u00edos a bajar los desv\u00edos en sentido de menor generaci\u00f3n y los desv\u00edos en sentido de mayor consumo. El precio del desv\u00edo a bajar de un BRP se calcular\u00e1 con los siguientes criterios.
\n(a) Si el saldo neto horario de las energ\u00edas de balance, SNSB, es negativo, cero o nulo, el precio de los desv\u00edos a bajar ser\u00e1 el precio marginal del mercado diario.
\nSi SNSB < = 0, PDESVBbrp= PMD. (b) Si el saldo neto horario de las energ\u00edas de balance, SNSB, es positivo, el precio horario de los desv\u00edos a bajar se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente: Si SNSB > 0, PDESVBbrp = m\u00e1ximo (PMD, PMPRTSS).
\nSiendo PMPRTSS el precio medio ponderado de las energ\u00edas a subir asignadas a los BSP del sistema el\u00e9ctrico peninsular y de energ\u00eda activada de otros TSOs, descontando la energ\u00eda de balance activada para necesidades de balance de otros TSO, redondeado a dos decimales. El importe correspondiente a la activaci\u00f3n de ofertas del producto RR es el que resulta de valorar toda la energ\u00eda neta a subir al precio marginal del producto RR, independientemente de que la oferta se hubiera activado por razones de control de flujo en la interconexi\u00f3n. El importe y la energ\u00eda del coste variable del articulo 13.3 b) de la Orden IET 2013\/2013 se incluir\u00e1 el precio PMPRTSS.
\nSi no existe valor para PMPRTSS, el precio de los desv\u00edos a bajar ser\u00e1 el precio marginal del mercado diario.
\n13. Liquidaci\u00f3n de desv\u00edos no asignados a un BRP.
\n13.1 Desv\u00edos internacionales entre sistemas.
\nLos desv\u00edos internacionales entre sistemas se calculan como diferencia entre la medida en los puntos frontera con otros sistemas el\u00e9ctricos y el programa acordado entre los operadores de los sistemas. Se valorar\u00e1n al precio del desv\u00edo establecido en el apartado 12 que sea aplicable realiz\u00e1ndose una anotaci\u00f3n en una cuenta de compensaci\u00f3n horaria para su liquidaci\u00f3n de acuerdo con lo establecido en el PO14.6.
\nEn cada hora se sumar\u00e1n los desv\u00edos internacionales por cada interconexi\u00f3n internacional:
\nDIR = \u2211frint DIRfrint
\nDonde:
\nDIRfrint = Desv\u00edo internacional en la frontera frint.
\nSi la suma de todos los desv\u00edos internacionales de regulaci\u00f3n es positiva se anotar\u00e1 en la cuenta de compensaci\u00f3n un derecho de cobro que se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCDIR = DIR \u00d7 PDESVS
\nSi la suma de todos los desv\u00edos internacionales de regulaci\u00f3n es negativa se anotar\u00e1 en la cuenta de compensaci\u00f3n una obligaci\u00f3n de pago que se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPDIR = DIR \u00d7 PDESVB
\n13.2 Asignaci\u00f3n del saldo de la cuenta de compensaci\u00f3n por desv\u00edos internacionales entre sistemas.
\nEl saldo horario de esta cuenta de compensaci\u00f3n (SALDODIR) se integrar\u00e1 en el coste horario de los servicios de ajuste y se repartir\u00e1 a las unidades de adquisici\u00f3n conforme a lo establecido en el apartado 26, de este procedimiento.
\n13.3 Acciones coordinadas de balance con otros sistemas.
\nLa energ\u00eda de las acciones coordinadas de balance con otros sistemas se valorar\u00e1 desde el sistema espa\u00f1ol al precio de desv\u00edos establecido en el apartado 12 que sea aplicable al sentido correspondiente a la acci\u00f3n de balance. Se realizar\u00e1 una anotaci\u00f3n horaria para cada interconexi\u00f3n en la cuenta del operador del sistema para su liquidaci\u00f3n de acuerdo con lo establecido en el PO 14.6.
\nSi la acci\u00f3n de balance es en sentido importador (ABI) se anotar\u00e1 un derecho de cobro que se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCAB = ABI \u00d7 PDESVS
\nSi la acci\u00f3n de balance es en sentido exportador (ABE) se anotar\u00e1 una obligaci\u00f3n de pago que se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPAB = ABE \u00d7 PDESVB
\n13.4 Desv\u00edo por descuadre en los programas en las interconexiones.
\nLa diferencia de energ\u00eda entre los programas comunicados por el operador del mercado que afecta a los intercambios con otros sistemas y el programa recibido desde la Plataforma de Contrataci\u00f3n Continua Europea como resultado de las transacciones realizadas en el mismo se valorar\u00e1 al precio del desv\u00edo establecido en el apartado 12 que sea aplicable al sentido correspondiente de la diferencia.
\nSe anotar\u00e1 un derecho de cobro o una obligaci\u00f3n de pago seg\u00fan el sentido del descuadre calculado seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCDESC = ENEDESCI x PDESVS, si el descuadre es en sentido importador
\nOPDESC = ENEDESCE x PDESVB, si el descuadre es en sentido exportador
\nDonde:
\nENEDESCI = Diferencia de energ\u00eda entre el programa importador comunicado por OMIE al OS, que tomar\u00e1 valor cero en caso de ausencia de programa, y el programa importador enviado al OS desde la plataforma de gesti\u00f3n del mercado intradiario continuo como resultado de las transacciones realizadas en el mismo.
\nENEDESCE = Diferencia de energ\u00eda entre el programa exportador comunicado por OMIE al OS, que tomar\u00e1 valor cero en caso de ausencia de programa y el programa exportador enviado al OS desde la plataforma de gesti\u00f3n del mercado intradiario continuo como resultado de las transacciones realizadas en el mismo.
\nEl saldo horario que resulte en la interconexi\u00f3n con Francia se financiar\u00e1 con cargo a las rentas de congesti\u00f3n correspondientes al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol, conforme a lo establecido en la Circular 3\/2013 de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodolog\u00edas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y de la gesti\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema. Se proceder\u00e1 de igual forma con el saldo horario que resulte en la interconexi\u00f3n con Portugal.
\n13.5 Desv\u00edo por incidencias en las plataformas de balance.
\nEn caso de incidencia en el proceso de activaci\u00f3n de energ\u00edas de balance RR en el sistema el\u00e9ctrico peninsular espa\u00f1ol, se garantizar\u00e1 la asignaci\u00f3n del producto RR en las interconexiones internacionales.
\nSe anotar\u00e1 un derecho de cobro o una obligaci\u00f3n de pago seg\u00fan el sentido, valorando la energ\u00eda al precio del desv\u00edo que corresponda. El saldo horario que resulte se financiar\u00e1 con cargo a las rentas de congesti\u00f3n correspondientes al sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.
\nIV. Saldo de liquidaci\u00f3n de energ\u00edas posteriores al PHF
\n14. Excedente o d\u00e9ficit de la liquidaci\u00f3n de energ\u00edas posteriores al Programa Horario Final.
\nEl saldo de la liquidaci\u00f3n de energ\u00edas posteriores al PHF (SALDOLIQ) es la suma de los derechos de cobro y obligaciones de pago de la liquidaci\u00f3n horaria de todas las energ\u00edas posteriores al Programa Horario Final, excluyendo el importe del sobrecoste de las restricciones en tiempo real y de los intercambios de apoyo.
\nSi la suma es positiva existir\u00e1 un coste y si es negativa existir\u00e1 un ingreso.
\nEl saldo SALDOLIQ se integrar\u00e1 en el coste horario de los servicios de ajuste del sistema que se liquidar\u00e1 a la demanda seg\u00fan el apartado 26.
\nV. Liquidaci\u00f3n de la reserva de balance
\n15. Banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\n15.1 Banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nLa asignaci\u00f3n de potencia para banda de regulaci\u00f3n secundaria dar\u00e1 lugar a un derecho de cobro para cada unidad u con banda asignada que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCBANu = BANu \u00d7 PMBAN
\nDonde:
\nBANu = Banda de regulaci\u00f3n secundaria asignada a la unidad u.
\nPMBAN = Precio marginal de la banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nEn los casos en que se asigne banda de regulaci\u00f3n por mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n, el precio a aplicar ser\u00e1 el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal de la banda en el periodo horario correspondiente o, en su defecto, por el m\u00e1ximo precio de banda de la misma hora en los siete d\u00edas anteriores.
\n15.2 Variaci\u00f3n de la banda de regulaci\u00f3n secundaria por el funcionamiento de la regulaci\u00f3n secundaria en tiempo real.
\n15.2.1 Penalizaci\u00f3n a la zona de regulaci\u00f3n por los ciclos en que permanezca en \u00aboff\u00bb.
\nEl coste de la penalizaci\u00f3n por los ciclos en que la zona z est\u00e1 en \u00aboff\u00bb dar\u00e1 lugar a una obligaci\u00f3n de pago que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPOFFz = OFFz \u00d7 PMBAN \u00d7 KI
\nSiendo:
\nOFFz = – KAz \u00d7 [RNTS + RNTB] \u00d7 TOFFz \/ TRCP
\nDonde:
\nPMBAN = Precio marginal de la banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nKI = Coeficiente de incumplimiento. A la entrada en vigor de este procedimiento de operaci\u00f3n, el valor ser\u00e1 1,5.
\nKAz = Coeficiente de participaci\u00f3n de la zona de regulaci\u00f3n z en la reserva del sistema.
\nRNTS = Reserva nominal total a subir del sistema.
\nRNTB = Reserva nominal total a bajar del sistema.
\nTOFFz = Ciclos en \u00aboff\u00bb de la zona de regulaci\u00f3n z, con excepci\u00f3n de aquellos que lo est\u00e9n por indicaci\u00f3n del operador del sistema.
\nTRCP = N\u00famero de ciclos activos de la regulaci\u00f3n secundaria en la hora.
\n15.2.2 Bonificaci\u00f3n a la zona de regulaci\u00f3n por reserva residual superior a la asignada.
\nLa bonificaci\u00f3n por reserva residual superior a la asignada dar\u00e1 lugar a un derecho de cobro que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCRRSz = RRSz \u00d7 PMBAN \u00d7 KB
\nSiendo:
\nRRSz = (RRSPz + RRBPz) \/ TRCP
\nDonde:
\nPMBAN = Precio marginal de la banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nKB = Coeficiente de bonificaci\u00f3n que ser\u00e1 igual que el coeficiente KI del apartado 15.2.1.
\nRRSPz = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulaci\u00f3n z y su banda de potencia nominal a subir asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulaci\u00f3n est\u00e1 en activo, inactivo o emergencia.
\nRRBPz = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulaci\u00f3n z y su banda de potencia nominal a bajar asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulaci\u00f3n est\u00e1 en activo, inactivo o emergencia.
\n15.2.3 Penalizaci\u00f3n a la zona de regulaci\u00f3n por reserva residual inferior a la asignada.
\nEl coste de la penalizaci\u00f3n por reserva residual inferior, que tiene valor negativo por serlo RRSNz y RRBNz, dar\u00e1 lugar a una obligaci\u00f3n de pago que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPRRIz = RRIz \u00d7 PMBAN \u00d7 KI
\nSiendo:
\nRRIz = (RRSNz + RRBNz) \/ TRCP
\nDonde:
\nPMBAN = Precio marginal de la banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nKI = Coeficiente de incumplimiento que ser\u00e1 igual que el coeficiente KI del apartado 15.2.1.
\nRRSNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulaci\u00f3n z y su banda potencia nominal a subir asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulaci\u00f3n est\u00e1 en activo, inactivo o emergencia.
\nRRBNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulaci\u00f3n z y su banda de potencia nominal a bajar asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulaci\u00f3n est\u00e1 en activo, inactivo o emergencia.
\n15.3. Coste de la banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\nEl coste de la banda de regulaci\u00f3n secundaria ser\u00e1 la suma de los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 15.1 y 15.2.
\nEl coste de la banda de regulaci\u00f3n secundaria (CFBAN) se integrar\u00e1 en el coste horario de los servicios de ajuste del sistema que se liquidar\u00e1 a la demanda seg\u00fan el apartado 26.
\nVI. Liquidaci\u00f3n de la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas
\n16. Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nEl proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas incluye la energ\u00eda programada a subir o bajar para resolver las restricciones t\u00e9cnicas al programa diario base de funcionamiento (PDBF), fase 1, de la energ\u00eda programada para equilibrar el programa generaci\u00f3n demanda tras la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas al PDBF, fase 2, y de la energ\u00eda programada a subir o a bajar para resolver las restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\n17. Energ\u00eda programada en el proceso de restricciones t\u00e9cnicas del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
\n17.1 Restricciones t\u00e9cnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de venta con oferta simple.
\nLa asignaci\u00f3n de energ\u00eda a subir para la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PBF con utilizaci\u00f3n de la oferta simple, por no ser aplicable la oferta compleja, dar\u00e1 lugar a un derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energ\u00eda b asignado, que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCERPVPVOSu, b = ERPVPVOSu, b \u00d7 POPVPVOSu, b + NACCCu \u00d7 PACHu
\nDonde:
\nERPVPVOSu, b = Energ\u00eda a subir del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en fase 1.
\nPOPVPVOSu, b = Precio ofertado correspondiente a oferta simple para el bloque b de la unidad u.
\nNACCCu = N\u00famero de arranques de turbinas de gas por cambios requeridos en el modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje.
\nPACHu = Precio horario del arranque en caliente en la oferta compleja. Se calcula como el precio del arranque en caliente en la oferta compleja correspondiente a las horas que han requerido el arranque adicional de la turbina de gas.
\n17.2 Restricciones t\u00e9cnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de venta con oferta compleja.
\nLa asignaci\u00f3n de energ\u00eda a subir para la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF con utilizaci\u00f3n de la oferta compleja dar\u00e1 lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCERPVPVOCu = ERPVPVOCu \u00d7 POPVPVDIAu+ DCACCOCu
\nDonde:
\nERPVPVOCu = Energ\u00eda a subir de la unidad u, en aplicaci\u00f3n de la oferta compleja.
\nPOPVPVDIAu = Precio aplicable para todas las horas del d\u00eda resultante de la aplicaci\u00f3n de la oferta compleja y obtenido del siguiente modo:
\nPOPVPVDIAu = m\u00edn (IMPPVPu, IMPPHFCu) \/ \u2211h ERPVPVOCu, h
\nDCACCCu = Derecho de cobro por arranques de turbinas de gas por cambios requeridos en el modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje, donde:
\nDCACCCu = NACCCu \u00d7 PACHu
\nSiendo IMPPVPu e IMPPHFCu los ingresos diarios de la unidad u que resultar\u00edan de la aplicaci\u00f3n de la oferta compleja al programa por restricciones en el Programa Diario Viable Provisional (PDVP) y al Programa Horario Final definitivo (PHFC) respectivamente, seg\u00fan lo establecido a continuaci\u00f3n:
\nIMPPVPu = NAFu, pvp \u00d7 PAFu + NACu, pvp \u00d7 PACu + NHESu, pvp \u00d7 PHCu + ERPVPu \u00d7 PECu
\nDonde:
\nNAFu, pvp = N\u00famero de arranques diarios en fr\u00edo programados en PDVP.
\nPAFu = Precio del arranque en fr\u00edo en la oferta compleja.
\nNACu, pvp = N\u00famero de arranques diarios en caliente programados en PDVP.
\nPACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.
\nNHESu, pvp = N\u00famero de horas diarias con energ\u00eda a subir para la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF con utilizaci\u00f3n de la oferta compleja.
\nPHCu = Precio por hora en la oferta compleja.
\nERPVPu = Energ\u00eda diaria a subir para la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF con utilizaci\u00f3n de la oferta compleja.
\nPECu = Precio por energ\u00eda en la oferta compleja.
\nSe considera que existe un arranque programado en PDVP en la hora h cuando en dicha hora no hay energ\u00eda asignada por PDBF, hay energ\u00eda asignada por restricciones t\u00e9cnicas a subir en fase 1 y en la hora anterior no hay energ\u00eda asignada ni en PBF ni por restricciones t\u00e9cnicas en fase 1 a subir. Si el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PDBF m\u00e1s fase 1 a subir es igual o menor que cuatro, el arranque programado ser\u00e1 en caliente. En caso contrario ser\u00e1 en fr\u00edo.
\nIMPPHFCu = NAFu, phfc \u00d7 PAFu + NACu, phfc \u00d7 PACu + NHRu, phfc \u00d7 PHCu + PHFCu, phfc \u00d7 PECu – IMDCBMI
\nDonde:
\nNAFu, phfc = N\u00famero de arranques diarios en fr\u00edo programados en PHFC.
\nPAFu = Precio del arranque en fr\u00edo en la oferta compleja.
\nNACu, phfc = N\u00famero de arranques diarios en caliente programados en PHFC.
\nPACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.
\nNHRu, phfc = N\u00famero de horas diarias con PHFC mayor que cero.
\nPHCu = Precio por hora en la oferta compleja.
\nPHFu, phfc = Energ\u00eda diaria del PHFC en el d\u00eda.
\nPECu = Precio por energ\u00eda en la oferta compleja.
\nIMDCBMIu = Suma de ingresos diarios en las tres primeras horas en el mercado diario y contratos bilaterales, calculados por valoraci\u00f3n a precio marginal del mercado diario de la energ\u00eda del PDBF, y del saldo diario del mercado intradiario, de la fase 2 de restricciones del PDBF.
\nLa energ\u00eda del mercado intradiario continuo se valorar\u00e1 al precio marginal del mercado diario. Si IMDCBMI < 0, entonces IMDCBMI = 0.
\nSi IMPPHFCu < 0, entonces IMPPHFCu = 0. Se considera que existe un arranque programado en PHFC en la hora h cuando en dicha hora no hay energ\u00eda asignada por PDBF, hay energ\u00eda asignada por restricciones t\u00e9cnicas en fase 1 a subir y en alguna hora anterior no hay energ\u00eda asignada en PHFC. Si el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PHFC es igual o menor que cuatro el arranque programado ser\u00e1 en caliente. En caso contrario ser\u00e1 en fr\u00edo. 17.3 Restricciones t\u00e9cnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de venta sin oferta o insuficiencia de la oferta existente. La asignaci\u00f3n de energ\u00eda a subir para la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF por mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n dar\u00e1 lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente: DCERPVPVMERu = ERPVPVMERu \u00d7 1,15 \u00d7 PMD si PMD>=0
\nDCERPVPVMERu = ERPVPVMERu \u00d7 1,15 \u00d7 PMED si PMD PMD
\nDCEINCPVPu = EINCPVPu \u00d7 (PMEDPVPSu – PMD) si PMD > PMEDPVPSu
\nDonde:
\nEINCPVPu = Energ\u00eda incumplida a subir en fase 1 de la unidad u descontando el incumplimiento motivado por energ\u00eda a bajar por restricciones en tiempo real.
\nPMEDPVPSu = Precio medio ponderado de toda la energ\u00eda programada a subir para la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF en la fase 1 de la unidad u.
\nLa energ\u00eda incumplida se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nEINCPVPu = m\u00e1x [ – ERPVPu, m\u00edn (0, MEDRTR – PVP) ]
\nDonde:
\nMEDRTR = MBC si RTR \u2265 0 o si PVP \u2264 PHFC + TG.
\nMEDRTR = m\u00e1x (PDBF, MBC) + m\u00edn [ PVP – (PHFC+TG), – RTR], si RTR=0
\nOPERECOSu = ERECOSu \u00d7 1,15 \u00d7 PMD si PMD=0
\nOPERECOSOSu = ERECOSOSu \u00d7 1,15 \u00d7 PMD si PMD < 0 Donde: ERECOSOSu = Energ\u00eda asignada a subir a la unidad u, sin oferta presentada. 17.11 Energ\u00eda programada a subir a unidades de adquisici\u00f3n o de venta en fase 2 de restricciones t\u00e9cnicas por mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n. Cuando se realicen asignaciones a subir por mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n, dar\u00e1 lugar a un derecho de cobro que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente: DCERECOMERSu = ERECOMERSu \u00d7 1,15 \u00d7 PMD si PMD>=0
\nDCERECOMERSu = ERECOMERSu \u00d7 1,15 \u00d7 PMED si PMD=0
\nDCERECOSOBu = ERECOSOBu \u00d7 0,85 \u00d7 PMD si PMD=0.
\nDCERECOMERBu = ERECOMERBu \u00d7 1,15 \u00d7 PMD si PMD=0
\nDCERTRMERu = ERTRMERSu \u00d7 1,15 \u00d7 PMED si PMD=0
\nDCERTRMERu = ERTRMERBu \u00d7 1,15 \u00d7 PMD si PMD =0
\n18.8 Coste de las restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\nEl coste de las restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real se calcular\u00e1 como la diferencia entre la suma de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago de los apartados 18.1 a 18.7 y el importe de la energ\u00eda asignada por restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real valorada al precio marginal del mercado diario.
\nSi la suma es positiva existir\u00e1 un coste, si es negativa un ingreso.
\nEl coste (SCRTR) se integrar\u00e1 en el coste horario agregado de los servicios de ajuste del sistema que se liquidar\u00e1 a la demanda seg\u00fan el apartado 26.
\n19. Intercambios de energ\u00eda entre sistemas el\u00e9ctricos por seguridad del sistema.
\nLos intercambios de energ\u00eda entre sistemas el\u00e9ctricos por seguridad, programados por restricciones t\u00e9cnicas del PDBF o por restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real, dar\u00e1n lugar a las siguientes anotaciones seg\u00fan el sentido del intercambio:
\na) Intercambio en sentido importador:
\n\u2013 Derecho de cobro en la cuenta del operador del sistema por el importe acordado con el operador del sistema vecino.
\n\u2013 La obligaci\u00f3n de pago resultado de importe anterior se integrar\u00e1 en el coste horario agregado de los servicios de ajuste del sistema que se liquidar\u00e1 a la demanda seg\u00fan el apartado 26.
\nb) Intercambio en sentido exportador:
\n\u2013 Obligaci\u00f3n de pago en la cuenta del operador del sistema igual a la suma de los derechos de cobro anotados a las unidades programadas para este intercambio de energ\u00eda en restricciones t\u00e9cnicas del PDBF o de tiempo real, seg\u00fan lo establecido en los apartados 17 y 18.
\nVII. Liquidaci\u00f3n de otros conceptos
\n20. Intercambios de apoyo con precio establecido para el mismo.
\nLos intercambios de apoyo entre sistemas que realice el operador del sistema mediante compensaci\u00f3n econ\u00f3mica por la energ\u00eda suministrada a trav\u00e9s de las interconexiones se anotar\u00e1n para cada interconexi\u00f3n en la cuenta del operador del sistema como derecho de cobro, si es en sentido importador, y como obligaci\u00f3n de pago, si es en sentido exportador.
\nEl coste de los intercambios de apoyo (SCIA) se calcular\u00e1 como la diferencia entre los derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores y el importe de la energ\u00eda del intercambio valorada al precio marginal del mercado diario.
\nSi la suma es positiva existir\u00e1 un coste, si es negativa existir\u00e1 un ingreso.
\nEl coste por los intercambios de apoyo con precio establecido SCIA se integrar\u00e1 en el coste horario de los servicios de ajuste del sistema que se liquidar\u00e1 a la demanda seg\u00fan el apartado 26.
\n21. Intercambios de apoyo sin precio.
\nLos intercambios de apoyo que realice el operador del sistema mediante devoluci\u00f3n de energ\u00eda se valorar\u00e1n al precio marginal del mercado diario realiz\u00e1ndose una anotaci\u00f3n en una cuenta de compensaci\u00f3n horaria a efectos de su liquidaci\u00f3n de acuerdo con lo establecido en el PO 14.6. La anotaci\u00f3n ser\u00e1 un derecho de cobro, si el intercambio es en sentido importador y una obligaci\u00f3n de pago, si es en sentido exportador.
\nEl saldo horario de esta cuenta de compensaci\u00f3n se integrar\u00e1 en el coste horario de los servicios de ajuste del sistema que se liquidar\u00e1 a la demanda seg\u00fan el apartado 26.
\n22. Reducci\u00f3n del programa de consumo de energ\u00eda por \u00f3rdenes de reducci\u00f3n de potencia.
\nLa reducci\u00f3n del consumo horario de energ\u00eda programado en el mercado para cada unidad de adquisici\u00f3n debida a \u00f3rdenes de reducci\u00f3n de potencia se liquidar\u00e1 al precio del mercado diario, seg\u00fan lo establecido en el art\u00edculo 13.3.b) de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad.
\nEn cada hora con reducci\u00f3n de consumo de energ\u00eda de una unidad de adquisici\u00f3n, ua, debida a \u00f3rdenes de reducci\u00f3n de potencia, se anotar\u00e1 un derecho de cobro a la unidad ua que se calcula seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCSINTua = ERSINTua x PMD
\nDonde:
\nERSINTua = Energ\u00eda elevada a barras de central de la reducci\u00f3n de consumo horario debida a las \u00f3rdenes de reducci\u00f3n de potencia a consumidores integrados en la unidad ua.
\nPMD = Precio marginal del mercado diario.
\n23. Fallo de programaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n gen\u00e9ricas.
\n23.1 Incumplimiento de la obligaci\u00f3n de saldo cero en PDBF.
\nEl saldo de las energ\u00edas de todas las unidades de programaci\u00f3n gen\u00e9ricas de cada participante en el mercado en el PDBF deber ser cero en cada periodo de programaci\u00f3n. El operador del sistema informar\u00e1 a la CNMC de los incumplimientos de esta obligaci\u00f3n.
\n23.2 Incumplimiento de la obligaci\u00f3n de saldo cero en el PHFC.
\nEl saldo de las energ\u00edas de todas las unidades de programaci\u00f3n gen\u00e9ricas de cada participante en el mercado en el PHFC deber ser cero en cada periodo de programaci\u00f3n. El operador del sistema informar\u00e1 a la CNMC de los incumplimientos de esta obligaci\u00f3n.
\n24. Liquidaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n del enlace entre el sistema el\u00e9ctrico peninsular y el sistema el\u00e9ctrico balear.
\n24.1 Modificaciones del programa posteriores al mercado intradiario.
\nLas modificaciones en el programa de las unidades de programaci\u00f3n del enlace posteriores al mercado intradiario se liquidar\u00e1n al precio del mercado diario.
\nLas anotaciones anteriores formar\u00e1n parte del saldo resultante del conjunto de derechos de cobro y obligaciones de pago en una hora que determinan el saldo SALDOLIQ al que se hace referencia en el apartado 14.
\n24.2 Desv\u00edo del programa.
\nEl desv\u00edo neto del programa de energ\u00eda del enlace del sistema el\u00e9ctrico peninsular con el sistema el\u00e9ctrico balear se calcular\u00e1 como diferencia entre la energ\u00eda medida en el punto frontera del enlace con el sistema peninsular y el programa horario de liquidaci\u00f3n neto de las unidades de programaci\u00f3n del enlace y se liquidar\u00e1 al precio del desv\u00edo establecido en el apartado 12 seg\u00fan su sentido. El importe se repartir\u00e1 proporcionalmente entre las unidades de programaci\u00f3n del enlace seg\u00fan su programa.
\nLas anotaciones anteriores formar\u00e1n parte del saldo resultante del conjunto de derechos de cobro y obligaciones de pago en una hora que determinan el saldo SALDOLIQ al que se hace referencia en el apartado 14.
\n24.3 Efectos en la liquidaci\u00f3n de Baleares.
\nLos derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en los apartados 24.1 y 24.2, as\u00ed como la energ\u00eda liquidada, se considerar\u00e1n en la liquidaci\u00f3n del despacho de Baleares, seg\u00fan se establece en el apartado 2 del anexo del Real Decreto 1623\/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema el\u00e9ctrico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del sector el\u00e9ctrico.
\n25. Liquidaci\u00f3n del control del factor de potencia.
\nDesde la fecha de entrada en vigor del Real Decreto 413\/2014, de 6 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, el servicio de ajuste de control del factor de potencia, se liquidar\u00e1 seg\u00fan lo establecido en el anexo III de dicho real decreto.
\nVIII. Liquidaci\u00f3n de costes a la demanda
\n26. Coste horario agregado de los servicios de ajuste del sistema y del servicio de interrumpibilidad.
\n26.1 Coste horario agregado de los servicios de ajuste del sistema (CSA).
\nEs la suma de los ingresos y costes siguientes:
\n(a) Coste de las restricciones t\u00e9cnicas al PBF.
\n(b) Coste de la banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\n(c) Ingreso o coste del saldo de la liquidaci\u00f3n de energ\u00edas posteriores al PHF.
\n(d) Sobrecoste de las restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\n(e) Ingreso del control del factor de potencia.
\n(f) Asignaci\u00f3n del importe de los incumplimientos de asignaci\u00f3n neta de energ\u00eda de balance RR y terciaria.
\n(g) Saldo horario de la cuenta de compensaci\u00f3n indicada en el PO.14.6.
\n(h) Coste de los intercambios internacionales de apoyo con precio.
\n(i) Intercambios de energ\u00eda en sentido importador entre sistemas el\u00e9ctricos por seguridad del sistema.
\n26.2 Coste horario del servicio de interrumpibilidad (CSINT).
\nEl coste fijo mensual de la liquidaci\u00f3n del servicio establecido en al art\u00edculo 13.3.a) de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad, se repartir\u00e1 como coste horario en proporci\u00f3n a la demanda en barras de central en cada hora.
\n26.3 Liquidaci\u00f3n del coste a la demanda.
\nCada uno de los costes horarios anteriores se liquida a las unidades de adquisici\u00f3n en proporci\u00f3n a sus consumos horarios medidos elevados a barras de central (MBCua). Quedan exceptuadas de esta asignaci\u00f3n las unidades de adquisici\u00f3n de bombeo, las unidades de adquisici\u00f3n correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producci\u00f3n y las unidades de adquisici\u00f3n cuyo destino sea el suministro fuera del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol. El operador del sistema podr\u00e1 realizar a cada unidad de adquisici\u00f3n una \u00fanica anotaci\u00f3n en cuenta en cada hora por la suma del coste horario agregado de los servicios de ajuste y del coste horario del servicio de interrumpibilidad repartiendo el coste a las unidades de programaci\u00f3n de demanda en proporci\u00f3n a su consumo horario medido elevado a barras de central, MBCua.
\nEl cambio en el sistema de anotaciones en cuenta deber\u00e1 ser comunicado a los participantes con una antelaci\u00f3n m\u00ednima de seis meses antes de la fecha de implantaci\u00f3n. En ese caso, el operador del sistema publicar\u00e1 en cada hora el precio de cada uno de los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados indicados.
\nCDEM = CSA + CSINT
\nSi CDEM es positivo se liquidar\u00e1 una obligaci\u00f3n de pago:
\nOPCSAua = -CDEM \u00d7 MBCua \/ \u2211ua MBCua
\nSi CDEM es negativo se liquidar\u00e1 un derecho de cobro:
\nDCCSAua = -CDEM \u00d7 MBCua \/ \u2211ua MBCua
\nSiendo MBCua la energ\u00eda horaria medida en barras de central de la unidad de programaci\u00f3n ua calculada seg\u00fan el anexo III.
\n26.4 Publicaci\u00f3n del desglose horario del coste agregado.
\nEn el caso de consolidaci\u00f3n de importe horarios, el operador del sistema publicar\u00e1 el desglose horario en porcentaje del valor de CDEM que corresponde a cada uno de los conceptos del apartado 26.1 y al apartado 26.2.
\nAnexo I
\nLiquidaci\u00f3n opcional del incumplimiento de energ\u00edas de balance por unidades de programaci\u00f3n
\n1. La energ\u00eda incumplida a subir de cada unidad de programaci\u00f3n u no integrada en la zona de regulaci\u00f3n z del BSP s se calcular\u00e1 seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nEINCLEBALS,u, s = Energ\u00eda incumplida de asignaci\u00f3n neta de energ\u00eda de balance RR y terciaria a subir de la unidad u del BSP s. Se tomar\u00e1 valor cero si en la hora unidad tiene asignado un saldo neto a bajar de energ\u00eda por restricciones en tiempo real. Si en la hora unidad tiene saldo a subir de energ\u00eda de restricciones en tiempo real se considerar\u00e1 que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de energ\u00eda de balance RR y terciaria.
\nEINCLEBALSu, s = m\u00e1x ( – STGSu, s, m\u00edn (0, MBCu, s – EREFSu, s ) )
\nDonde:
\nSTGS u, s = Saldo neto a subir de la energ\u00eda de balance RR y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del BSP s.
\nEREFSu, s = PHFCu, s + SRTRSu, s + STGSu, s.
\nSRTRSu, s = Saldo a subir de energ\u00eda de restricciones en tiempo real, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del BSP s.
\nLa obligaci\u00f3n de pago de cada unidad de programaci\u00f3n por su energ\u00eda incumplida a subir se calcular\u00e1 seg\u00fan la f\u00f3rmula de pago siguiente:
\nOPEINCLEBALSu = OPEINCLEBALSs \u00d7 EINCLEBALSu \/ \u03a3u EINCLEBALSu, s
\n2. La energ\u00eda incumplida a bajar de cada unidad de programaci\u00f3n u no integrada en la zona de regulaci\u00f3n z del BSP s se calcular\u00e1 seg\u00fan la f\u00f3rmula siguiente:
\nEINCLEBALBu, s = Energ\u00eda incumplida de asignaci\u00f3n neta de energ\u00eda de balance RR y terciaria a bajar de la unidad u del BSP s. Se tomar\u00e1 valor cero si en la hora unidad tiene asignado un saldo neto a subir de energ\u00eda por restricciones en tiempo real. Si en la hora la unidad tiene saldo a bajar de energ\u00eda de restricciones en tiempo real se considerar\u00e1 que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de energ\u00eda de balance y terciaria.
\nEINCLEBALBu, s = – m\u00edn ( – STGBu, s, m\u00e1x (0, MBCu, s – EREFBu, s ) )
\nDonde:
\nSTGBu, s = Saldo neto a bajar de la energ\u00eda energ\u00eda de balance RR y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del BSP s.
\nEREFBu, s = PHFCu, s + SRTRBu, s + STGBu, s.
\nSRTRBu, s = Saldo a bajar de energ\u00eda de restricciones en tiempo real, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del BSP s.
\nLa obligaci\u00f3n de pago de cada unidad de programaci\u00f3n por su energ\u00eda incumplida a bajar se calcular\u00e1 seg\u00fan la f\u00f3rmula de pago siguiente:
\nOPEINCLEBALBu = OPEINCLEBALBs x EINCLEBALBu, s \/ \u03a3u EINCLEBALBu, s
\nAnexo II
\nLiquidaci\u00f3n opcional del desv\u00edo por unidades de programaci\u00f3n no integradas en zona de regulaci\u00f3n y por zona de regulaci\u00f3n
\n1. Desv\u00edo de la unidad de programaci\u00f3n no integrada en zona de regulaci\u00f3n, de cada unidad de adquisici\u00f3n de demanda, de cada unidad de programaci\u00f3n de importaci\u00f3n o importaci\u00f3n y de unidades gen\u00e9ricas, DSVup se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nDSVup = MEDBCup – (POSFINup + AJUDSVup)
\nMEDBCup = Medida en barras de central de la unidad up seg\u00fan lo establecido en el anexo III. En su caso, se incluir\u00e1 la medida, con valor positivo, de los excedentes de autoconsumidores asignados a la unidad de compra, u, conforme a lo dispuesto en el PO 14.8.
\nPOSFINup = Posici\u00f3n final de la unidad up.
\nAJUDSVup = Ajuste del desv\u00edo de la unidad up.
\n2. Desv\u00edo de la zona de regulaci\u00f3n. El desv\u00edo DSVz de cada zona de regulaci\u00f3n se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nDSVz = MEDBCz – (POSFINz + AJUDSVz).
\nMEDBCz = Suma de la medida en barras de central de las unidades de programaci\u00f3n en la zona de regulaci\u00f3n z, con su correspondiente porcentaje de participaci\u00f3n.
\nPOSFINz = Suma de la posici\u00f3n final de las unidades de programaci\u00f3n en la zona de regulaci\u00f3n, con su correspondiente porcentaje de participaci\u00f3n.
\nAJUDSVup = Suma del ajuste del desv\u00edo de las unidades de programaci\u00f3n en la zona z y del ajuste del desv\u00edo por aportaci\u00f3n de energ\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria de la zona z.
\n3. Derecho de cobro por el desv\u00edo a subir de la unidad de programaci\u00f3n o de la zona de regulaci\u00f3n con saldo neto de energ\u00eda de balance SNSB a subir, cero o nulo.
\nEl derecho de cobro del desv\u00edo a subir se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nDCDESVup-z = DSVup-z x PMD
\n4. Derecho de cobro por el desv\u00edo a subir de la unidad de programaci\u00f3n o de la zona de regulaci\u00f3n con desv\u00edo de BRP a subir y saldo neto de energ\u00eda de balance SNSB a bajar.
\nEl derecho de cobro del desv\u00edo a subir se calcular\u00e1 con las f\u00f3rmulas siguientes:
\nDCDESVup-z = DSVup-z x PDSVSbrp, up-z
\nPDSVSbrp, up-z = PDSVSbrp + (PMD – PDSVSbrp) x abs(DSVBAJbrp\/DSVSUBbrp)
\nPDSVSbrp = Precio del desv\u00edo a subir del desv\u00edo del BRP.
\nPDSVSbrp, up-z = Precio del desv\u00edo a subir de las unidades y zonas del BRP.
\nDSVSUBbrp = Suma de los desv\u00edos a subir de las unidades de programaci\u00f3n y de la zona del BRP.
\nDSVBAJbrp = Suma de los desv\u00edos a bajar de las unidades de programaci\u00f3n y de la zona del BRP.
\n5. Obligaci\u00f3n de pago por el desv\u00edo a bajar de la unidad de programaci\u00f3n o de la zona de regulaci\u00f3n con desv\u00edo de BRP a bajar y saldo neto de energ\u00eda de balance SNSB a subir.
\nLa obligaci\u00f3n de pago del desv\u00edo a bajar se calcular\u00e1 con las f\u00f3rmulas siguientes:
\nOPDESVup-z = DSVup-z x PDSVBbrp, up-z
\nPDSVBbrp, up-z = PDSVBbrp + (PMD – PDSVBbrp) x abs(DSVSUBbrp\/DSVBAJbrp)
\nPDSVBbrp = Precio del desv\u00edo a bajar del desv\u00edo del BRP.
\nPDSVBbrp, up-z = Precio del desv\u00edo a bajar de las unidades y zonas del BRP.
\n6. Obligaci\u00f3n de pago por el desv\u00edo a bajar de la unidad de programaci\u00f3n o de la zona de regulaci\u00f3n con saldo neto de energ\u00eda de balance SNSB a bajar, cero o nulo.
\nLa obligaci\u00f3n de pago del desv\u00edo a bajar con la f\u00f3rmula siguiente:
\nOPDESVup-z = DSVup-z x PMD
\nAnexo III
\nMedida en barras de central de las unidades de programaci\u00f3n
\na. La medida en barras de central de las unidades de programaci\u00f3n de producci\u00f3n, de las unidades de programaci\u00f3n de consumo de bombeo, de otros almacenamientos y de las unidades de programaci\u00f3n de consumo de servicios auxiliares, ser\u00e1 la suma de las medidas de los puntos frontera asignados a las instalaciones de producci\u00f3n que integran cada unidad de programaci\u00f3n.
\nEn el caso de ausencia de medidas de las unidades de programaci\u00f3n de producci\u00f3n se considerar\u00e1 como valor de la medida el valor cero. En el caso de ausencia de medidas de las unidades de programaci\u00f3n de consumo de bombeo se considerar\u00e1 como valor de la medida el valor del programa.
\nb. Con cierre de medidas de demanda para el c\u00e1lculo de p\u00e9rdidas, la medida en barras de central, MBCua de las unidades de comercializadores y de las unidades de consumidores directos se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nMBCua = \u01a9pa\u01a9nt [MPFCua, pa, nt x (1+CPERREALpa, nt)]
\nDonde:
\nMPFCua, pa, nt = Suma de las medidas de la energ\u00eda consumida en la hora en los puntos frontera de consumidores de la unidad de programaci\u00f3n del comercializador o consumidor directo ua con peaje de acceso pa y nivel de tensi\u00f3n nt. Este valor ser\u00e1 negativo.
\nCPRREALpa, not = Coeficiente de liquidaci\u00f3n horario para consumos con peaje de acceso pa en nivel de tensi\u00f3n nt.
\nEn cada hora, el coeficiente de liquidaci\u00f3n horario CPRREALpa, nt se calcular\u00e1 como:
\nCPRREALpa, nt = K x CPERNpa, nt
\nDonde:
\nK = Coeficiente de ajuste horario. En cada hora, el coeficiente de ajuste horario K se calcular\u00e1 como el correspondiente al \u00faltimo cierre de medidas disponible seg\u00fan la siguiente f\u00f3rmula:
\nK = (PERTRA + PERDIS \u2013 PEREXP) \/ PERN
\nDonde:
\nPERTRA = P\u00e9rdidas horarias medidas en la red de transporte.
\nPERDIS = P\u00e9rdidas horarias medidas en todas las redes de distribuci\u00f3n.
\nPEREXP = P\u00e9rdidas horarias asignadas a todas las unidades de exportaci\u00f3n.
\nPERN = \u01a9ua\u01a9pa\u01a9nt (MPFCua, pa, nt x CPERNpa, nt).
\nCPERNpa, nt = Coeficiente de p\u00e9rdidas para puntos de suministro de consumidores con peaje de acceso pa y nivel de tensi\u00f3n nt en el periodo tarifario al que corresponda la hora. Estos coeficientes de p\u00e9rdidas ser\u00e1n los establecidos en la normativa que corresponda para traspasar la energ\u00eda suministrada a los consumidores a energ\u00eda suministrada en barras de central.
\nc. Sin cierre de medidas de demanda para el c\u00e1lculo de p\u00e9rdidas, la medida en barras de central de las unidades de comercializadores y de las unidades de consumidores directos, MBCua, se calcular\u00e1 con la f\u00f3rmula siguiente:
\nMBCua = PHLua + SALDOENEua + MBCliqpot, ua
\nDonde:
\nSALDOENEua = SALDOENE x PHLua \/ \u01a9ua PHLua.
\nSALDOENE =MBCprod + MBCimex + MBCliqpot \u2013 PHLdemresto.
\nDonde:
\nMBCprod = Medida liquidada de todas las unidades de generaci\u00f3n.
\nMBCimex = Medida liquidada en barras de central de todas las unidades de importaci\u00f3n y exportaci\u00f3n.
\nMBCliqpot = Medida liquidada en barras de central a unidades de adquisici\u00f3n para demanda con liquidaci\u00f3n potestativa seg\u00fan el apartado 6.6 del PO 14.1.
\nPHLdemresto = Programa horario de liquidaci\u00f3n de unidades de adquisici\u00f3n para demanda excluida la energ\u00eda con liquidaci\u00f3n potestativa.
\nPHLua = Programa horario de liquidaci\u00f3n de la unidad de adquisici\u00f3n para demanda ua, excluida la cuota del programa correspondiente al consumo en barras de central de los clientes de tipo 1, 2 y 3 de la unidad ua a los que se ha aplicado la liquidaci\u00f3n potestativa establecida en el PO 14.1.
\nSALDOENEua = Asignaci\u00f3n a la unidad de programaci\u00f3n de adquisici\u00f3n para demanda ua del saldo de energ\u00eda liquidada de los programas y las medidas disponibles en barras de central SALDOENE.
\nMBCliqpot, ua = Medida liquidada en barras de central a la unidad de adquisici\u00f3n para demanda ua con liquidaci\u00f3n potestativa seg\u00fan apartado 6.6 del PO 14.1.
\nd. La medida en barras de central de unidades de programaci\u00f3n de importaci\u00f3n ser\u00e1 la energ\u00eda asignada a la unidad en el programa de intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema.
\ne. La medida en barras de central de unidades de programaci\u00f3n de exportaci\u00f3n ser\u00e1 la energ\u00eda asignada a la unidad en el programa de intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema, m\u00e1s las p\u00e9rdidas de transporte en el caso de exportaciones por fronteras con pa\u00edses con los que no se haya firmado acuerdo de reciprocidad, de acuerdo a la siguiente f\u00f3rmula:
\nMBCuexp = PFIuexp \u00d7 (1 + CPERfrint)
\nDonde:
\nMBCuexp = Medida en barras de central de la unidad de programaci\u00f3n de exportaci\u00f3n uexp.
\nPFIuexp = Energ\u00eda asignada a la unidad de exportaci\u00f3n uexp en el programa de intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema.
\nCPERfrint = Coeficiente de p\u00e9rdidas de la tarifa general de acceso de alta tensi\u00f3n para la frontera internacional frint. El valor aplicable, en caso de que sean de aplicaci\u00f3n las p\u00e9rdidas, ser\u00e1 el que corresponda al nivel de tensi\u00f3n \u00abmayor de 145 kV\u00bb excepto en la interconexi\u00f3n con Andorra que ser\u00e1, en caso de que sean de aplicaci\u00f3n, el que corresponda al nivel de tensi\u00f3n \u00abmayor de 72,5 y no superior a 145 kV\u00bb. En las fronteras con los pa\u00edses con los que se haya firmado acuerdo de reciprocidad el valor ser\u00e1 cero.
\nf. La medida de las unidades de programaci\u00f3n gen\u00e9ricas y unidades de programaci\u00f3n porfolio es cero.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

Resoluci\u00f3n de 10 de diciembre de 2020, de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueba la adaptaci\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n del sistema a las condiciones relativas al balance aprobadas por Resoluci\u00f3n de 11 de diciembre de 2019.<\/p>\n","protected":false},"author":3,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"footnotes":""},"categories":[4],"tags":[1872],"class_list":["post-6287","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-novedades-normativas","tag-energia-electrica"],"acf":[],"yoast_head":"\nENERGIA ELECTRICA - Normativa Municipal<\/title>\n<meta name=\"robots\" content=\"index, follow, max-snippet:-1, max-image-preview:large, max-video-preview:-1\" \/>\n<link rel=\"canonical\" href=\"https:\/\/normativamunicipal.com\/?p=6287\" \/>\n<meta property=\"og:locale\" content=\"es_ES\" \/>\n<meta property=\"og:type\" content=\"article\" \/>\n<meta property=\"og:title\" content=\"ENERGIA ELECTRICA - 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