Resolución de 27 de octubre de 2010, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban los procedimientos de operación del sistema P.O. 3.10, P.O. 14.5, P.O. 3.1, P.O. 3.2, P.O. 9 y P.O. 14.4 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica

Localización geográfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribución con influencia en la red de transporte): planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribución de tensión superior a 100kV con influencia en la red de transporte).

Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de enlace.

Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalación de enlace a la red.

Propietario o conjunto de propietarios y participación en su caso.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Tipo de transformador: configuración (trifásico o banco), autotransformador / transformador, circuito magnético (n.º de columnas).

Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

Tipo de refrigeración.

Tensión nominal de cada arrollamiento (kV).

Tensión máxima de servicio de cada arrollamiento (kV).

Grupo de conexión.

Tipo de regulación en cada arrollamiento: carga o vacío, regulación automática (SÍ/NO) y bloqueo ante colapso (SÍ/NO).

Número de tomas en cada arrollamiento y extensión de tomas (%). Número de la toma principal (correspondiente a la tensión nominal del transformador), de la toma habitual (regulación en vacío) y de la toma máxima. Para transformadores de generación, además, números de la toma habitual (cambiador de tomas en vacío) o de las más frecuentes (cambiador de tomas en carga).

Relación de transformación entre primario y secundario para cada una de las posibles tomas del transformador o autotransformador.

Pérdidas en el transformador:

Pérdidas debidas a la carga entre cada pareja de arrollamientos (kW).

Pérdidas en vacío (kW).

Pérdidas en los equipos auxiliares (kW).

Tensión de cortocircuito entre cada pareja de arrollamientos en las tomas principal, máxima y mínima en su caso (%). Toma principal en transformadores de generación.

Impedancias homopolares entre cada arrollamiento y su borne neutro en las tomas principal, máxima y mínima en su caso (% en base máquina). Toma principal en transformadores de generación.

Datos adicionales para transformadores de la red de transporte y de la red observable, propiamente dichos:

Protecciones:

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

Protección de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

Esquema unifilar de protección y medida.

Relés de mínima tensión: lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

Protección de sobretensión: existencia y ajustes.

Para transformadores de red observable:

Declaración explícita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento de operación 7.4 en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión o incumplimientos, en su caso, y su justificación.

2.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.

Nombre de la subestación y parque en que se sitúa.

Tipo (Reactancia o Condensador o Dinámica; se replicará la información en caso de elementos con posibilidades de compensación inductiva y capacitiva).

Número de orden.

Tensión nominal (kV).

Potencia nominal (MVAr).

Tensión de conexión (kV).

Situación (barras o terciario de transformador).

Propietario.

Pérdidas en el hierro (kW).

Pérdidas en el cobre (kW).

Pérdidas totales incluidas adicionales (kW).

Tipo de conexión.

Número de escalones.

Para cada escalón:

N.º de bloques.

Potencia nominal de cada bloque (MVAr).

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

En el caso de dispositivos FACTS (Flexible AC transmission system): las características del transformador de conexión a la red, tensión nominal del equipo compensador, característica V/I del sistema de compensación, y esquema de bloques con los valores correspondientes de los parámetros que en el esquema están representados. Esta información se aportará de la siguiente forma:

A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,

O bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En ambos casos deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al dispositivo FACTS, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En el caso de elementos de control de potencia activa, se facilitarán los datos asociados en función de la configuración correspondiente.

Protecciones:

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

Protección de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

Esquema unifilar de protección y medida.

Relés de mínima tensión: lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

Protección de sobretensión: existencia y ajustes.

Dispositivos automáticos de reposición: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

3. Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte.

En lo que a transformadores se refiere, el presente epígrafe es de aplicación a los que alimentan cargas y a los conectados a redes no observables. Los transformadores de la red observable se tratan en el capítulo de Red Observable.

Denominación de la instalación.

Número de orden.

Localización geográfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribución con influencia en la red de transporte): planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribución de tensión superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalación de enlace a la red.

Propietario.

Domicilio de la instalación. Municipio, código postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Tipo de carga (red de distribución, servicios auxiliares, consumidor).

Subestación y parque de conexión a la red (Nombre, kV).

Configuración general de la instalación, modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (índices anual y estacionales si procede).

Régimen de funcionamiento previsto. Previsión de consumo (MW, MVAr) en el punto de conexión a la red en las situaciones horarias y estacionales significativas, así como energía estimada anual.

Transformador de conexión a la red:

Tipo de transfomador: configuración (trifásico o banco), autotransformador /transformador, circuito magnético (n.º de columnas).

Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

Tensión nominal y máxima de servicio de cada arrollamiento (kV).

Grupo de conexión.

Pérdidas debidas a la carga (kW).

Tensión de cortocircuito (%).

Impedancia homopolar (% en base máquina).

Características principales de composición de la carga (si procede):

Proporción de motores de inducción (% sobre la carga total).

Del resto de la carga que no se corresponda con motores de inducción:

Proporción asimilable a carga de potencia constante (%).

Proporción asimilable a carga de impedancia constante (% sobre).

Proporción asimilable a carga de intensidad constante (%).

Control de tensión:

Declaración explícita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento por el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión o incumplimientos, en su caso, y justificación.

Información adicional para hornos de arco en corriente alterna:

Tensión de alta (kV).

Tensión de media (kV).

Tensión de baja (kV).

Potencia del horno (MVA).

Compensación de reactiva: tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexión.

Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.

Impedancia de la reactancia serie, si la hubiere.

Impedancia de los cables de baja tensión, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexión a la red hasta el electrodo.

Cos φ de las impedancias anteriores.

Información adicional para hornos de arco en corriente continua:

Tensión de alta (kV).

Tensión de media (kV).

Tensión de baja (kV).

Potencia de rectificación (MW).

Número de pulsos.

Compensación de reactiva: tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexión.

Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.

Impedancia de los cables de baja tensión, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexión a la red hasta el electrodo.

Cos φ de la impedancia de los cables de baja tensión.

Filtros de armónicos: orden de armónico al que está sintonizado cada filtro y potencia unitaria (MVAr).

Información adicional para TAV y cargas desequilibradas:

Tensión nominal (kV).

Potencia nominal (MVA) y fases entre las que carga.

Características del equipo de compensación de desequilibrio, en caso de existir.

Información adicional para motores de inducción de más de 10 MW o cargas que presenten características dinámicas especiales, frente a la tensión o la frecuencia, no indicadas anteriormente, si no son caracterizables mediante las características principales de composición de la carga definidas anteriormente y si el OS lo considera pertinente:

Se aportará un modelo que debe describir el comportamiento dinámico de la instalación desde el punto de vista del sistema eléctrico al que se conecta, ante cualquier perturbación en el mismo. Esta información se aportará de la siguiente forma:

A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,

O bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En ambos casos deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar a este tipo de cargas, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

Línea o cable de conexión a la RdT (en su caso):

Número de circuitos y longitud en km.

Propietario o conjunto de propietarios y participación en su caso.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Tensión nominal de funcionamiento y máxima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variación) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con características homogéneas.

Resistencia de secuencia directa (Ω).

Reactancia de secuencia directa (Ω).

Susceptancia de secuencia directa (µS).

Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

Susceptancia de secuencia homopolar (µS).

Protecciones:

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

Protección de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

Esquema unifilar de protección y medida.

Relés de mínima tensión: lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

Protección de sobretensión: existencia y ajustes.

Características y ajuste del relé de frecuencia:

Frecuencia: rango de ajuste, escalonamiento y valor de ajuste (Hz).

Temporización: rango de ajuste y valor de ajuste (s).

Existencia de mecanismo de reposición (SI/NO). En caso afirmativo, confirmar su no habilitación.

Cargas mínima y máxima desconectadas por el relé (MW).

Identificación del interruptor sobre el que actúa el relé.

Dispositivos automáticos de reposición no asociados al relé de frecuencia: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

4. Red observable.

4.1 Subestaciones.

Nombre de la subestación.

Domicilio: municipio, código postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

4.2 Parques.

Nombre de la subestación.

Tensión (kV).

Configuración. Unifilar de detalle.

Propietario de cada posición.

Propietario de cada barra.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

4.3 Líneas y cables.

Denominación de línea.

Parques extremos de la línea.

Número de circuito y longitud en km.

Propietario o conjunto de propietarios y participación en su caso.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Resistencia de secuencia directa (Ω).

Reactancia de secuencia directa (Ω).

Susceptancia de secuencia directa (µS).

Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

Susceptancia de secuencia homopolar (µS).

Datos adicionales en caso de líneas y cables de la red observable, propiamente dichos:

Capacidad nominal de transporte de la línea (MVA), valores estacionales (verano, otoño, invierno, primavera).

4.4 Transformadores.

Los transformadores conectados a la red de transporte se tratan en el capítulo de «Red de Transporte».

Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados, de los reguladores de tensión-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS), si cuentan con este dispositivo.Esta información se aportará de la siguiente forma:

A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,

O bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

El presente epígrafe es de aplicación a los elementos directamente conectados a nudos de la red observable.

Nombre de la subestación y parque en que se sitúa.

Tipo (Reactancia o Condensador o Estática).

Número de orden.

Propietario.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión en su caso).

Tensión nominal (kV).

Potencia nominal (MVAr).

ANEXO II. Información que se enviará al OS en tiempo real

Red de transporte y red observable.

Interruptores.

Señalizaciones.

Posición de los interruptores.

Seccionadores.

Señalizaciones.

Posición de los seccionadores.

Líneas.

Medidas.

Potencia activa (MW).

Potencia reactiva (MVAr).

Transformadores (incluye transporte, generación y consumo), reactancias y condensadores.

Señalizaciones.

Posición de los interruptores.

Posición de los seccionadores.

Control automático de tensión (sólo transformadores).

Medidas.

Potencia activa primario de transformador (MW).

Potencia reactiva primario de transformador (MVAr).

Potencia activa secundario de transformador (MW).

Potencia reactiva secundario de transformador (MVAr).

Potencia activa terciario de transformador (MW).

Potencia reactiva terciario de transformador (MVAr).

Toma del regulador en carga (sólo transformadores).

Posición del regulador en vacío (si existe y sólo transformadores).

Potencia reactiva en reactancias (MVAr).

Acoplamiento de barras.

Señalizaciones.

Posición de los interruptores.

Posición de los seccionadores.

Medidas.

Potencia activa (MW).

Potencia reactiva (MVAr).

Barras.

Medidas.

Tensión por sección de barra (kV).

Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz).

Grupos térmicos y grupos hidráulicos con capacidad de regulación.

Señalizaciones.

Estado local/remoto de regulación del grupo.

Tipo de regulación, control/no control.

Grupos térmicos.

Señalizaciones.

Posición de los interruptores de grupo.

Medidas.

Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW).

Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr).

Potencia activa en baja del transformador de máquina (MW).

Potencia reactiva en baja del transformador de máquina (MVAr).

Tensión de generación.

Grupos hidráulicos.

Medidas.

Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW).

Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr).

Grupos de bombeo puro.

Medidas.

Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW).

Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr).

Cotas de embalses.

Grupos eólicos.

Medidas.

Potencia activa en alta agrupada por parque eólico (MW).

Potencia reactiva en alta agrupada por parque eólico (MVAr).

Medida de tensión en barras de central (kV).

Estado de conexión del parque con la red de distribución o de transporte.

Temperatura (ºC).

Velocidad del viento (intensidad y dirección) (m/s y grados sexagesimales).

Régimen especial no eólico.

Medidas.

Potencia activa producida por cada una de las unidades de generación si dentro de la instalación existen consumos diferentes a los propios servicios auxiliares de las unidades de generación o alguna de las unidades tiene una potencia igual o superior a 10 MW y valor neto de la potencia activa intercambiada con la red (MW).

Potencia reactiva producida/absorbida por cada una de las unidades de generación si dentro de la instalación existen consumos diferentes a los propios servicios auxiliares de las unidades de generación o alguna de las unidades tiene una potencia igual o superior a 10 MW y valor neto de la potencia reactiva intercambiada con la red (MVAr).

Medida de tensión en barras de central (kV).

Compensadores síncronos.

Señalizaciones.

Estado de conexión.

Medidas analógicas.

Potencia reactiva (MVAr).

Tensión (kV).

ANEXO III. Informe de incidencias

Los contenidos que deben incluirse en el informe sobre una incidencia son los que resulten de aplicación de entre los que se enumeran a continuación:

P.O. 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema

1. Objeto.—El 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 liquidación, según lo establecido en el Procedimiento de Operación 14.1 y en los Procedimientos de Operación relativos a dichos servicios.

Los servicios de ajuste del sistema incluyen:

2. Ámbito de aplicación.—Este procedimiento es de aplicación al Operador del Sistema y a los Sujetos del Mercado de Producción de Energía Eléctrica.

3. Criterios generales.

3.1 Criterio de signos.—El criterio de signos adoptado en las fórmulas de este procedimiento es el siguiente:

3.2 Magnitudes.—Las magnitudes a las que se hace referencia en los textos y fórmulas de este procedimiento de operación se entenderán expresadas en las siguientes unidades:

3.3 Fórmulas.—Los términos de las fórmulas de este procedimiento de operación se entenderán referidos a valores de una hora, salvo mención expresa en otro sentido.

El término «PMD» en las fórmulas de este Procedimiento de Operación significa Precio del Mercado Diario.

En las fórmulas de reparto se aplicará el método de redondeo de mínimo error para obtener resultados redondeados que sumen la cantidad a repartir.

3.4 Términos.—En este procedimiento el término consumidor directo se refiere a Consumidor Directo en Mercado.

Unidad de programación de comercialización se refiere a la unidad de programación de un comercializador para compra de energía para suministro a sus clientes nacionales en la península.

Unidad de programación de consumidor directo se refiere a la unidad de programación de consumidores directos para compra de energía para su consumo en la península.

Unidad de adquisición para demanda se refiere, en general, a las unidades de programación de los dos párrafos anteriores.

4. Restricciones por garantía de suministro y por restricciones técnicas del PBF.

4.1 Modificaciones del PBF por garantía de suministro y por criterios de seguridad.

4.1.1 Restricciones técnicas del PBF a subir en fase 1 a unidades de venta.

4.1.1.1 Oferta simple.—La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta simple, por no ser aplicable la oferta compleja, dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPVOSu,b = ERPVPVOSu,b × POPVPVOSu,b

donde:

ERPVPVOSu,b = Energía a subir del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en fase 1.

POPVPVOSu,b = Precio ofertado correspondiente a oferta simple para el bloque b de la unidad u.

4.1.1.2 Oferta compleja.—La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPVOCu = ERPVPVOCu × POPVPVDIAu

donde:

ERPVPVOCu = Energía a subir de la unidad u, en aplicación de la oferta compleja.

POPVPVDIAu = Precio aplicable para todas las horas del día resultante de la aplicación de la oferta compleja y obtenido del siguiente modo:

POPVPVDIAu = mínimo(IMPPVPu, IMPPHFu) / ∑h ERPVPVOCu,h

Siendo IMPPVPu e IMPPHFu los ingresos diarios de la unidad u que resultarían de la aplicación de la oferta compleja al programa por restricciones en el PVP y al PHF respectivamente, según lo establecido a continuación:

IMPPVPu = NAFu,pvp × PAFu + NACu,pvp × PACu + NHESu,pvp × PHCu + ERPVPu × PECu

donde:

NAFu,pvp = Número de arranques diarios en frío programados en PVP.

PAFu = Precio del arranque en frío en la oferta compleja.

NACu,pvp = Número de arranques diarios en caliente programados en PVP.

PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.

NHESu,pvp = Número de horas diarias con energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja.

PHCu = Precio por hora en la oferta compleja.

ERPVPu = Energía diaria a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja.

PECu = Precio por energía en la oferta compleja.

Se considera que existe un arranque programado en PVP en la hora h cuando en dicha hora no hay energía asignada por PBF, hay energía asignada por restricciones técnicas a subir en fase 1 y en la hora anterior no hay energía asignada ni en PBF ni por restricciones técnicas en fase 1 a subir. Si el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PBF más fase 1 a subir es igual o menor que cuatro, el arranque programado será en caliente. En caso contrario será en frío.

IMPPHFu = NAFu,phf × PAFu + NACu,phf × PACu + NHRu,phf × PHCu + PHFu,phf × PECu - IMDCBMI

donde:

NAFu,phf = Número de arranques diarios en frío programados en PHF.

PAFu = Precio del arranque en frío en la oferta compleja.

NACu,phf = Número de arranques diarios en caliente programados en PHF.

PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.

NHRu,phf = Número de horas diarias con PHF mayor que cero.

PHCu = Precio por hora en la oferta compleja.

PHFu,phf = Energía diaria del PHF en el día.

PECu = Precio por energía en la oferta compleja.

IMDCBMIu = Suma de ingresos diarios en las tres primeras horas en el mercado diario y contratos bilaterales, calculados por valoración a precio marginal del mercado diario de la energía del PBF, y del saldo diario de las sesiones del mercado intradiario, de la fase 2 de restricciones del PBF y de las restricciones del mercado intradiario.

Si IMDCBMI < 0 entonces IMDCBMI = 0.

Si IMPPHFu < 0, entonces IMPPHFu = 0.

Se considera que existe un arranque programado en PHF en la hora h cuando en dicha hora no hay energía asignada por PBF, hay energía asignada por restricciones técnicas en fase 1 a subir y en alguna hora anterior no hay energía asignada en PHF. Si el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PHF es igual o menor que cuatro el arranque programado será en caliente. En caso contrario será en frío.

4.1.1.3 Sin oferta o insuficiencia de la oferta existente.—La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF por mecanismo excepcional de resolución dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPVMERu = ERPVPVMERu × 1,15 × PMD

donde:

ERPVPVMERu = Energía redespachada a subir por restricciones técnicas del PBF por mecanismo excepcional de resolución de la unidad de venta u.

4.1.2 Restricciones técnicas del PBF a subir en fase 1 a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación.

4.1.2.1 Transacción del mercado diario.—La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación correspondientes a transacciones del mercado diario, se considerará como una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a un derecho de cobro de la unidad u, que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPCu = ERPVPCu × PMD

donde:

ERPVPCu = Energía a subir redespachada para la resolución de restricciones técnicas del PBF de la unidad de compra u.

4.1.2.2 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física.—La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación de la transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física no dará lugar a liquidación económica alguna.

4.1.3 Restricciones técnicas del PBF a bajar en fase 1 a unidades de venta.

4.1.3.1 Transacción del mercado diario.—La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones del mercado diario se considerará como una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a una obligación de pago para la unidad u, que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERPVPVu = ERPVPVBu × PMD

donde:

ERPVPVBu = Energía a bajar redespachada para la resolución de restricciones técnicas del PBF de la unidad de venta u.

4.1.3.2 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo nacional no de bombeo.—La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones asociadas a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo nacional, excluido el bombeo, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERPVPCBNu,cb = ERPVPCBNu,cb × PMD

donde:

ERPVPCBNu,cb = Energía a bajar redespachada para la resolución de restricciones técnicas del PBF de la unidad u por el contrato bilateral cb.

4.1.3.3 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo de bombeo o a una exportación.—La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones asociadas a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo de bombeo o a una exportación no dará lugar a liquidación económica alguna.

4.1.4 Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones a subir de fase 1.—Se revisarán los arranques programados comprobando que han sido efectivamente realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío, al ser revisado, puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas, pero no al revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los últimos 5 periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación.

Si hay reducción en el número de arranques o variación del tipo de arranque se recalcularán los derechos de cobro calculados en el apartado 4.1.1.2 utilizando el número y tipo de arranques efectivamente realizados.

En el caso de que en todas las horas del día con energía programada a subir en fase 1, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la programada por seguridad en el PVP, se mantendrán los derechos de cobro calculados y revisados según el párrafo anterior.

En el caso de que la medida de una hora sea inferior a la programada por seguridad en el PVP se anotará una obligación de pago o un derecho de cobro calculados según la fórmula siguiente:

OPEINCPVPu = EINCPVPu × (PMEDPVPSu - PMD) si PMEDPVPSu> PMD

DCEINCPVPu = EINCPVPu × (PMEDPVPSu - PMD) si PMD > PMEDPVPSu

donde:

EINCPVPu = Energía incumplida a subir en fase 1 de la unidad u descontando el incumplimiento motivado por energía a bajar por restricciones en tiempo real.

PMEDPVPSu = Precio medio ponderado de toda la energía programada a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF en la fase 1 de la unidad u.

La energía incumplida se calcula según la fórmula siguiente:

EINCPVPu = MAX [- ERPVPu, MIN (0, MEDRTR - PVP) ]

donde:

MEDRTR = MBC, si RTR ≥ 0 o si PVP ≤ PHF + TG.

MEDRTR = MAX(PBF, MBC ) + MIN [PVP - (PHF+TG), - RTR] si RTR<0 y PVP≥ PHF + TG.

MEDRTR: medida empleada para el cálculo del incumplimiento de energía a subir de fase 1, en la que se descuenta el incumplimiento motivado por energía a bajar por restricciones en tiempo real.

MBC: medida en barras central, según se establece en el apartado 13.2.

TG: suma de energia de regulación terciaria, gestión de desvíos y restricciones en tiempo real.

RTR: suma de energía de restricciones en tiempo real.

4.1.5 Energía retirada por congestión en frontera internacional.—La energía retirada del Programa Base de Funcionamiento a las unidades de venta o adquisición de transacciones asociadas a un contrato bilateral con entrega física por congestión en frontera internacional no darán lugar a liquidación económica alguna.

4.1.6 Restricciones por garantía de suministro.

4.1.6.1 Energía programada en PBF.—En el caso de que una de las unidades de programación de las que quedan obligadas a participar en el proceso de la resolución de restricciones por garantía de suministro como unidades vendedoras haya sido programada en el PBF, y siempre que no se haya alcanzado el volumen máximo de producción programado en el año natural, se asignará a la unidad u un derecho de cobro ó una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

Si CVRu ≤ PMD < PSGSu

DCEPBFGSu = EPBFGSu x (PSGSu - PMD)

Si PSGSu < PMD OPEPBFGSu = EPBFGSu x (PSGSu - PMD)

donde:

EPBFGSu = Energía programada en el programa base de funcionamiento a la unidad u, siendo ésta una de las obligadas a participar en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro y que no supera el valor de energía del plan semanal de funcionamiento publicado, EPFGSu, por el operador del sistema.

EPBFGSu = MIN (PBFu, EPFGSu).

PSGSu = Precio horario de la unidad u, correspondiente al coste unitario de generación establecido para cada central con los decimales que, en su caso, se fijen normativamente en euros/MWh.

CVRu = Coste variable regulado de la unidad u, truncado, en su caso, a dos decimales en euros/MWh.

4.1.6.2 Energía programada para la resolución de restricciones por garantía de suministro en el PBF.—La asignación de energía a subir para solución de restricciones por garantía de suministro dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCESGSu = ESGSu x PSGSu

donde.

ESGSu = Energía programada a subir a la unidad u en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

PSGSu = Precio horario de la unidad u, correspondiente al coste unitario de generación establecido para cada central.

4.1.6.3 Obligación de pago por incumplimiento de producción de la energía programada por garantía de suministro.—En el caso de que en todas las horas del día con energía programada por garantía de suministro, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la programada, se mantendrán los derechos de cobro calculados según el apartado anterior.

En el caso de que la medida de una hora sea inferior a la programada por garantía de suministro en el PVP, se anotará una obligación de pago o un derecho de cobro calculados según la fórmula siguiente:

OPEINCGSu = EINCGSu × (PSGSu – PMD) si PSGSu > PMD

DCEINCGSu = EINCGSu × (PSGSu – PMD) si PMD > PSGSu

donde:

EINCGSu = Energía incumplida a subir por garantía de suministro de la unidad u.

EINCGSu = MIN (0, MBCu - EPVPGSu).

PSGSu = Precio horario de la unidad u, correspondiente al coste unitario de generación establecido para cada central.

MBCu Producción medida en barras de central de la unidad u.

EPVPGSu = (EPBFGSu + ESGSu)

EPBFGSu Energía programada en el programa base de funcionamiento a la unidad u con derechos de cobro u obligaciones de pago anotados según el apartado 4.1.6.1.

ESGSu Energía programada a subir a la unidad u en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

4.2 Reequilibrio generación-demanda.—La energía asignada a bajar, para obtener un programa equilibrado en generación y demanda, a unidades de venta de energía correspondiente a contratos bilaterales cuya demanda haya sido reducida en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas del PBF, no dará lugar a liquidación económica alguna.

La energía asignada a subir, para obtener un programa equilibrado en generación y demanda, a unidades de adquisición de energía (consumo de bombeo o, exportación) correspondiente a contratos bilaterales cuya generación ha sido reducida en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas del PBF, no dará lugar a liquidación económica alguna.

4.2.1 Energía programada a subir en fase 2 de restricciones técnicas.

4.2.1.1 Con oferta simple presentada.—La asignación de energía a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERECOOSSu,b = ERECOOSSu,b × POECOSu,b

donde:

ERECOOSSu,b = Energía del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en fase 2.

POECOSu,b = Precio de la oferta simple de energía a subir del bloque b de la unidad u, para el proceso de resolución de restricciones técnicas.

4.2.1.2 Sin oferta simple presentada.

4.2.1.2.1 Unidades de adquisición.—La energía asignada a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de adquisición que no hayan presentado la correspondiente oferta de energía a subir para el proceso de resolución de restricciones técnicas, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERECOSu = ERECOSu × 0,85 × PMD

donde:

ERECOSu = Energía a subir a la unidad u en fase 2, sin oferta disponible.

4.2.1.2.2 Unidades de venta.—La energía asignada a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta simple de energía a subir para el proceso de resolución de restricciones técnicas, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERECOSOSu = ERECOSOSu × 0,85 × PMD

donde:

ERECOSOSu = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta presentada.

Cuando se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolución, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERECOMERSu = ERECOMERSu × 1,15 × PMD

donde:

ERECOMERSu = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta disponible.

Cuando asignadas todas las ofertas presentadas, se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolución, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERECOMERSu = ERECOMERSu × 1,15 × PMD

donde:

ERECOMERSu = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta disponible.

4.2.2 Energía programada a bajar en fase 2 de restricciones técnicas.

4.2.2.1 Con oferta simple presentada.—La asignación de energía a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda dará lugar a una obligación de pago de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERECOOSBu,b = ERECOOSBu,b × POECOBu,b

donde:

ERECOOSB u,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple de la unidad u asignada en fase 2.

POECOB u,b = Precio de la oferta de energía a bajar del bloque b de la unidad u, para el proceso de resolución de restricciones técnicas.

4.2.2.2 Sin oferta presentada.

4.2.2.2.1 Unidades de adquisición.—La energía asignada a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de adquisición cuando asignadas todas las ofertas presentadas, se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolución, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERECOMERBu = ERECOMERBu × 0,85 × PMD

donde:

ERECOMERBu = Energía a bajar en fase 2 a la unidad u, sin oferta disponible.

4.2.2.2.2 Unidades de venta.—La energía asignada a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta de energía a bajar para el proceso de resolución de restricciones técnicas dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERECOSOBu = ERECOSOBu × 1,15 × PMD

donde:

ERECOSOBu = Energía a bajar en fase 2 a la unidad de venta u, sin oferta presentada.

4.2.3 Energía programada a bajar para resolución de los desequilibrios entre generación y demanda tras la resolución de restricciones por garantía de suministro.—La asignación de energía programada a bajar dará lugar a una obligación de pago al precio del mercado diario.

OPEBGSu = EBGSu x PMD

donde:

EBGSu = Energía programada a bajar para resolver los desequilibrios entre generación y demanda tras la resolución de restricciones por garantía de suministro. Este valor es negativo.

4.3 Sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF.—El sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF (SCPVP) se calcula como la suma de todos los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 4.1.1 a 4.1.4 y de los apartados 4.2.1 y 4.2.2.

El sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español

La obligación de pago de cada unidad de adquisición ua correspondiente al pago del sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF se calcula según la siguiente fórmula:

OPSCPVPua = SCPVP × MBCua / ∑ua MBCua

4.4 Saldo económico de restricciones por garantía de suministro.—El saldo económico de las restricciones por garantía de suministro se calcula como la suma de todos los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 4.1.6 y 4.2.3.

Este saldo será sufragado con cargo al saldo resultante de la diferencia entre los ingresos derivados de la financiación de los pagos por capacidad y los costes de su retribución antes de su liquidación a la Comisión Nacional de la Energía. El saldo restante tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos previstos en el Real Decreto 2017/1997.

5. Banda de regulación secundaria.

5.1 Banda de regulación secundaria.—La asignación de potencia para banda de regulación secundaria dará lugar a un derecho de cobro para cada unidad u con banda asignada que se calcula según la fórmula siguiente:

DCBANu = BANu × PMBAN

donde:

BANu = Banda de regulación secundaria asignada a la unidad u.

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.

En los casos en que se asigne banda de regulación por mecanismo excepcional de resolución, el precio a aplicar será 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 máximo precio de banda de la misma hora en los siete días anteriores.

Los redespachos de energía a subir o a bajar necesarios para obtener la banda asignada por mecanismo excepcional de resolución darán lugar, respectivamente, a un derecho de cobro o a una obligación de pago. El precio a aplicar será el resultado del producto de 1,15, si es energía a subir, o de 0,85, si es energía a bajar, por el precio marginal del mercado diario en el periodo horario correspondiente. El sobrecoste de esta asignación de energía será la diferencia entre el importe resultante y el resultado de valorar la energía al precio marginal del mercado diario.

5.2 Variación de la banda de regulación secundaria por el funcionamiento de la regulación secundaria en tiempo real.

5.2.1 Penalización a la zona de regulación por los ciclos en que permanezca en «off».–El coste de la penalización por los ciclos en que la zona z está en «off» dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPOFFz = OFFz × PMBAN × KI

siendo:

OFFz = - KAz × [RNTS + RNTB] × TOFFz / TRCP

donde:

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.

KI = Coeficiente de incumplimiento publicado por el Operador del Sistema, previa autorización de la CNE. A la entrada en vigor de este procedimiento, el valor será 1,5.

KAz = Coeficiente de participación de la zona de regulación z en la reserva del sistema.

RNTS = Reserva nominal total a subir del sistema.

RNTB = Reserva nominal total a bajar del sistema.

TOFFz = Ciclos en «off» de la zona de regulación z, con excepción de aquellos que lo estén por indicación del operador del sistema.

TRCP = Número de ciclos activos de la regulación secundaria en la hora.

5.2.2 Bonificación a la zona de regulación por reserva residual superior a la asignada.–La bonificación por reserva residual superior a la asignada dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCRRSz = RRSz × PMBAN × KB

siendo:

RRSz = (RRSPz + RRBPz) / TRCP

donde:

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.

KB = Coeficiente de bonificación que será igual que el coeficiente KI del apartado 5.2.1.

RRSPz = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a subir asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.

RRBPz = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.

5.2.3 Penalización a la zona de regulación por reserva residual inferior a la asignada.—El coste de la penalización por reserva residual inferior, que tiene valor negativo por serlo RRSNz y RRBNz, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPRRIz = RRIz × PMBAN × KI

siendo:

RRIz = (RRSNz + RRBNz) / TRCP

donde:

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.

KI = Coeficiente de incumplimiento que será igual que el coeficiente KI del apartado 5.2.1.

RRSNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulación z y su banda potencia nominal a subir asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.

RRBNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.

5.3 Coste fijo total de la asignación de banda de regulación secundaria.—El coste fijo total de la banda de regulación secundaria será la suma de los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 5.1 y 5.2 excepto los derivados de redespachos de energía indicados en el apartado 5.1, en los que formará parte del coste fijo total el sobrecoste de los mismos.

El coste de la banda de regulación secundaria (CFBAN) será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español

La obligación de pago de cada unidad de adquisición, ua, correspondiente al pago de la banda se calcula según la fórmula siguiente:

OPCFBANua = CFBAN × MBCua / ∑ua MBCua

6. Restricciones técnicas del mercado intradiario.

6.1 Ofertas de venta retiradas para solución de restricciones técnicas a la casación del mercado intradiario o para el reequilibrio generación-demanda posterior.—La retirada de una oferta de venta de energía incluida en la casación del mercado intradiario dará lugar a una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a una obligación de pago para la unidad u calculada según la fórmula siguiente:

OPRTMIu,s = ERVMIu,s × PMIs

donde:

ERVMIu,s = Energía retirada a la unidad u en el proceso de solución de restricciones a la correspondiente sesión s del mercado intradiario.

PMIs = Precio marginal de la correspondiente sesión s del mercado intradiario

6.2 Ofertas de adquisición retiradas para solución de restricciones técnicas a la casación del mercado intradiario o para el reequilibrio generación-demanda posterior.—La retirada de una oferta de compra de energía incluida en la casación del mercado intradiario dará lugar a una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a un derecho de cobro para la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:

DCRTMIu,s = ERCMIu,s × PMIs.

donde:

ERCMIu,s = Energía retirada a la unidad u en el proceso de solución de restricciones a la correspondiente sesión s del mercado intradiario.

PMIs = Precio marginal de la correspondiente sesión s del mercado intradiario.

7. Restricciones técnicas en tiempo real.

7.1 Restricciones técnicas en tiempo real a subir.

7.1.1 Restricciones técnicas en tiempo real a subir con oferta de terciaria.—La asignación de energía a subir por restricciones en tiempo real empleando la oferta de terciaria dará lugar a un derecho de cobro a la unidad u por cada bloque de energía b que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERTRTu,b = ERTRTSu,b × POTERSu,b

donde:

ERTRTSu,b = Energía a subir del bloque b de la oferta de terciaria a subir de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real.

POTERSu,b = Precio ofertado para terciaria a subir para el bloque de energía b.

7.1.2 Restricciones técnicas en tiempo real a subir con oferta presentada para el proceso de solución de restricciones técnicas del PBF.—La asignación de energía a subir por seguridad en tiempo real empleando la oferta presentada para el proceso de solución de restricciones dará lugar a un derecho de cobro para la unidad que se calcula según sea de aplicación la oferta simple o compleja.

7.1.2.1 Oferta simple.—El derecho de cobro de la unidad u por cada bloque de energía b asignado se calcula según la fórmula siguiente:

DCERTROSu,b = ERTROSSu,b × POSSu,b.

donde:

ERTROSSu,b = Energía a subir del bloque b de la oferta simple de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real.

POSSu,b = Precio de la oferta simple a subir para el bloque de energía b.

7.1.2.2 Oferta compleja.—El derecho de cobro por la energía asignada sobre unidades que han presentado una oferta compleja y ésta sea aplicable se calcula según la fórmula siguiente:

DCERTROCu = ERTROCSu × POCDIAu

donde:

ERTROCSu = Energía programada a subir a la unidad u por solución de restricciones en tiempo real, en aplicación de la oferta compleja.

POCDIAu = Precio aplicable para todas las horas del día obtenido valorando la energía de PHF, gestión de desvíos, regulación terciaria y restricciones técnicas al precio de la oferta compleja y descontando los ingresos netos positivos obtenidos por la energía distinta de ERTROCSu. y dividiendo el importe resultante entre la energía ERTROCSu.

7.1.3 Restricciones técnicas en tiempo real a subir sin oferta.—El derecho de cobro por la energía asignada sobre unidades que no han presentado oferta o que han agotado la oferta existente, se calcula según la fórmula siguiente:

DCERTRMERu = ERTRMERSu × 1,15 × PMD

donde:

ERTRMERSu = Energía programada a subir a la unidad u por solución de restricciones en tiempo real sin oferta aplicable.

7.1.4 Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones en tiempo real a subir.–Se revisarán los arranques programados comprobando si han sido efectivamente realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío al ser revisado puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas pero no al revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los últimos 5 periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación.

Si hay reducción en el número de arranques o variación del tipo de arranque se recalcularán los derechos de cobro calculados en el apartado 7.1.2.2 utilizando el número y tipo de arranques efectivamente realizados.

En el caso de que en todas las horas con energía programada a subir por restricciones en tiempo real, la energía medida para la unidad sea igual o superior al PHF descontando la energía gestión de desvíos y de regulación terciaria a bajar más los redespachos por seguridad en tiempo real, se mantendrán los derechos de cobro calculados y revisados según el párrafo anterior.

En el caso de que la medida sea inferior a la energía programada por restricciones en tiempo real se determinará el valor de la energía incumplida y se anotará una obligación de pago calculada según la fórmula siguiente:

OPEINCRTRu = EINCRTRSu × (PMEDRTRSu - PMD)

donde:

EINCRTRSu = Energía incumplida de restricciones en tiempo real a subir de la unidad u, se tomará valor cero si en la hora existen restricciones en tiempo real a bajar en la unidad u.

PMEDRTRSu = Precio medio de toda la energía programada a subir para la resolución de restricciones técnicas en tiempo real a la unidad u.

La energía incumplida se calculará según la fórmula siguiente:

EINCRTRSu = max [- RTRu, min (0, MBC u – (max (PHF u + TGB, 0) + RTR u)) ]

donde:

MBC u: medida en barras central, según se establece en el apartado 13.2.

TGB: suma de energia de gestión de desvíos y de regulación terciaria a bajar.

RTR: suma de energía de restricciones en tiempo real.

7.2 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar.

7.2.1 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar con oferta de terciaria.—La asignación de energía a bajar por seguridad en tiempo real empleando la oferta de terciaria dará lugar a una obligación de pago a la unidad u por cada bloque de energía b que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERTRTu,b = ERTRTBu,b × POTERBu,b

donde:

ERTRTBu,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta de terciaria a bajar de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real.

POTERBu,b = Precio ofertado para terciaria a bajar para el bloque de energía b.

7.2.2 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar con oferta presentada para el proceso de solución de restricciones.—La asignación de energía a bajar por seguridad en tiempo real empleando la oferta presentada para el proceso de solución de restricciones, dará lugar a una obligación de pago para la unidad u por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERTROSu,b = ERTROSBu,b × POSBu,b

donde:

ERTROSBu,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple a bajar de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real.

POSBu,b = Precio de la oferta simple a bajar para el bloque de energía b.

7.2.3 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar sin oferta.—La obligación de pago por la energía asignada a bajar sobre unidades que no han presentado oferta o que han agotado la oferta existente se calcula según la fórmula siguiente:

OPERTRMERu = ERTRMERBu × 0,85 × PMD

donde:

ERTRMERBu = Energía programada a bajar a la unidad u por solución de restricciones en tiempo real, sin oferta aplicable.

7.2.4 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar a unidades de adquisición de bombeo.—En el caso de unidades de adquisición de bombeo la asignación de energía a bajar por seguridad en tiempo real dará lugar a una obligación de pago adicional por las reservas de energía generadas en el vaso superior de dicha unidad de bombeo que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERTRBucb = 0,7 × (ERTRTBu,b + ERTROSBu,b + ERTRMERBu) × PMD

7.3 Sobrecoste de las restricciones técnicas en tiempo real.—El sobrecoste de las restricciones técnicas en tiempo real se calculará como la diferencia entre la suma de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago de los apartados 7.1 y 7.2 y el importe de la energía asignada por restricciones técnicas en tiempo real valorada al precio marginal del mercado diario.

El sobrecoste por las restricciones técnicas en tiempo real (SCRTR) será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español

La obligación de pago de cada unidad de adquisición ua correspondiente al pago del sobrecoste por las restricciones técnicas en tiempo real se calcula según la fórmula siguiente:

OPSCRTRua = SCRTR × MBCua / ∑ua MBCua

8. Intercambios internacionales.

8.1 Intercambios de apoyo con precio establecido para el mismo.—Los intercambios de apoyo entre sistemas que realice el Operador del Sistema mediante compensación económica por la energía suministrada a través de las interconexiones se anotarán para cada interconexión en la cuenta del Operador del Sistema como derecho de cobro, si es en sentido importador, y como obligación de pago, si es en sentido exportador.

El sobrecoste de los intercambios de apoyo se calculará como la diferencia entre los derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores y el importe de la energía del intercambio valorada al precio marginal del mercado diario.

El sobrecoste por los intercambios de apoyo con precio establecido será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español

La obligación de pago de cada unidad de adquisición, ua, correspondiente al pago del sobrecoste por los intercambios de apoyo (SCIA) se calcula según la fórmula siguiente:

OPSCIAua = SCIA × MBCua / ∑ua MBCua

8.2 Intercambios de apoyo sin precio.—Los intercambios de apoyo que realice el Operador del Sistema mediante devolución de energía se valorarán al precio marginal del mercado diario realizándose una anotación en una cuenta de compensación horaria a efectos de su liquidación de acuerdo con lo establecido en el PO14.6. La anotación será un derecho de cobro, si el intercambio es en sentido importador y una obligación de pago, si es en sentido exportador.

El saldo horario de esta cuenta de compensación se asignará a las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos horarios medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español.

8.3 Intercambios de energía entre sistemas eléctricos por seguridad del sistema.—Los intercambios de energía entre sistemas eléctricos por seguridad, programados por restricciones técnicas del PBF o por restricciones técnicas en tiempo real, darán lugar a las siguientes anotaciones según el sentido del intercambio:

Intercambio en sentido importador.—Derecho de cobro en la cuenta del Operador del Sistema por el importe acordado con el operador del sistema vecino..

Obligación de pago resultado de importe anterior entre las unidades de adquisición en proporción a sus consumos horarios medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español.

Intercambio en sentido exportador.—Obligación 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 energía en restricciones técnicas del PBF o de tiempo real, según lo establecido en los apartados 4.1.1. y 7.1.

9. Gestión de desvíos.

9.1 Gestión de desvíos a subir.—La asignación de energía a subir por el procedimiento de resolución de desvíos da lugar a un derecho de cobro para cada unidad u en la sesión s que se calcula según la fórmula siguiente:

DCPRDu,s = EPRDSu,s × PMPRDSs

donde:

EPRDSu,s = Energía asignada a subir por el procedimiento de resolución de desvíos a la unidad u en la sesión s.

PMPRDSs = Precio marginal de la asignación de energía a subir por el procedimiento de resolución de desvíos en la sesión s.

Si la asignación se realiza por mecanismo excepcional de resolución, el precio a aplicar será el resultado del producto de 1,15 por el máximo precio marginal de la asignación de desvíos a subir en las sesiones de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.

9.2 Gestión de desvíos a bajar.—La asignación de energía a bajar por el procedimiento de resolución de desvíos da lugar a una obligación de pago para cada unidad en la sesión s que se calcula según la fórmula siguiente:

OPPRDu,s = EPRDBu,s × PMPRDBs

donde:

EPRDBu,s = Energía asignada a bajar por el procedimiento de resolución de desvíos a la unidad u en la sesión s.

PMPRDBs = Precio marginal de la asignación de energía a bajar por el procedimiento de resolución de desvíos en la sesión s.

Si la asignación se realiza por mecanismo excepcional de resolución, el precio a aplicar será el resultado del producto de 0,85 por el mínimo precio marginal de la asignación de desvíos a bajar en las sesiones de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.

10. Regulación terciaria.

10.1 Regulación terciaria a subir.—La asignación de energía de regulación terciaria energía a subir da lugar a un derecho de cobro para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:

DCTERu = ETERSu × PMTERS

donde:

ETERSu = Energía terciaria asignada a subir a la unidad u.

PMTERS = Precio marginal de la asignación de terciaria a subir.

Si la asignación se realiza por mecanismo excepcional de resolución, el precio a aplicar será el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal de regulación terciaria a subir de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.

10.2 Regulación terciaria a bajar.—La asignación de energía de regulación terciaria energía a bajar da lugar a una obligación de pago para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:

OPTERu = ETERBu × PMTERB

donde:

ETERBu = Energía terciaria asignada a bajar a la unidad u.

PMTERB = Precio marginal de la asignación de terciaria a bajar.

Si la asignación se realiza por mecanismo excepcional de resolución, el precio a aplicar será el resultado del producto de 0,85 por el precio marginal de regulación terciaria a bajar de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.

11. Regulación secundaria.

11.1 Regulación secundaria a subir.—La aportación de energía de regulación secundaria a subir por cada zona de regulación z da lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCSECz = ESECSz × PMSECS × CATS

donde:

CATS = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a subir, en caso contrario, CATS será igual a 1,15.

ESECSz = Energía de regulación secundaria a subir aportada por la zona de regulación z.

PMSECS = Precio marginal de la energía de regulación secundaria aportada a subir.

11.2 Regulación secundaria a bajar.—La asignación de energía de regulación secundaria a bajar da lugar a una obligación de pago para cada zona de regulación z que se calcula según la fórmula siguiente:

OPSECz = ESECBz × PMSECB × CATB

donde:

CATB = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a bajar, en caso contrario CATB será igual a 0,85.

ESECBz = Energía de regulación secundaria aportada a bajar por la zona de regulación z.

PMSECB = Precio marginal de la energía de regulación secundaria aportada a bajar.

12. Reducción del programa de consumo de energía por órdenes de reducción de potencia.—La reducción del consumo horario de energía programado en el mercado para cada unidad de adquisición debida a órdenes de reducción de potencia se liquidará al precio del mercado diario, según lo establecido en la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción.

En cada hora con reducción de consumo de energía de una unidad de adquisición, ua, debida a órdenes de reducción de potencia, se anotará un derecho de cobro a la unidad ua que se calcula según la fórmula siguiente:

DCSINTua = ERSINTua x PMD

donde:

ERSINTua = Energía elevada a barras de central de la reducción de consumo horario debida a las órdenes de reducción de potencia a consumidores integrados en la unidad ua.

PMD = Precio marginal del mercado diario.

13. Desvíos entre medida y programa de liquidación.—El desvío se calculará en base a la medida en barras de central (MBC) y al Programa Horario de Liquidación (PHL).

13.1 Programa Horario de Liquidación.—El Programa Horario de Liquidación (PHL) de la unidad u se calculará como la suma de:

Energía del Programa Horario Final (PHF),

Energías asignadas en el Programa Horario Operativo, excluida la energía de los desvíos comunicados.

Reducción de consumo debida a órdenes de reducción de potencia ERSINTua

13.2 Medida en barras de central.—La medida en barras de central de la unidad u se determinará según los siguientes criterios:

En el caso de ausencia de medidas de las unidades de programación de producción se considerará como valor de la medida el valor cero. En el caso de ausencia de medidas de las unidades de programación de consumo de bombeo se considerará como valor de la medida el valor del programa.

En los casos en que la medida de un punto frontera recoja la producción de varias instalaciones de producción, se repartirá este valor proporcionalmente a las medidas individualizadas o, en el caso de ausencia de medida individual para la instalación, proporcionalmente al valor de la potencia instalada.

MBCuexp = PFIuexp × (1 + CPERfrint)

donde:

MBCuexp = Medida en barras de central de la unidad de programación de exportación uexp.

PFIuexp = Energía asignada a la unidad de exportación uexp en el programa de intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema.

CPERfrint = Coeficiente de pérdidas de la tarifa general de acceso de alta tensión para la frontera internacional frint. El valor aplicable, en caso de que sean de aplicación las pérdidas, será el que corresponda al nivel de tensión «mayor de 145 kV» excepto en la interconexión con Andorra que será, en caso de que sean de aplicación, el que corresponda al nivel de tensión «mayor de 72,5 y no superior a 145 kV». En las fronteras con los países con los que se haya firmado acuerdo de reciprocidad el valor será cero.

MBCuc = ∑nt ∑ta [MPFCuc,nt,ta × (1 + CPERnt,ta)]

donde:

MPFCuc,nt,ta Suma de las medidas de la energía consumida en los puntos frontera de consumidores a la unidad de programación del comercializador o consumidor directo uc a nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta. Este valor será negativo.

CPERnt,ta Coeficiente de pérdidas para contratos de acceso en puntos de suministro a consumidores con nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta y para el periodo tarifario que corresponda para la hora en la tarifa de acceso ta. Este valor será positivo.