Resolución de 24 de julio de 2012, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueba la modificación de los procedimientos de operación del Sistema Eléctrico Peninsular (SEP) P.O.-3.1; P.O.-3.2; P.O.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica

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 PSGSu > PMD:

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 de funcionamiento actualizado 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.

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:

OPEINCGS_u = EINCGS_u × (PSGS_u – PMD) si PSGS_u > PMD

DCEINCGS_u = EINCGS_u × (PSGS_u – PMD) si PMD > PSGS_u

donde:

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

EINCGS_u = MIN (0, MBCu - EPVPGSu).

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

MBC_u = 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.

4.1.6.4 Incremento neto de energía gestionada en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y mercado intradiario. Durante el periodo de aplicación de la Disposición final quinta del Real Decreto 1634/2011, desde el 8 de diciembre hasta el 31 de diciembre de 2011 ambos inclusive, se anotará un derecho de cobro u obligación de pago al incremento neto de programa gestionado en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario, producido de forma efectiva, y que no supere el plan de funcionamiento actualizado diario y siempre que el grupo haya ofertado de acuerdo al subapartado 2 del apartado séptimo del Anexo I del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

Esta energía se valorará a un precio igual a la diferencia entre el coste unitario de generación y el precio medio resultante de todas sus transacciones en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario, resultando:

DCEGSP48u = ESGSP48u x (PSGSu - PGSP48u) Si PSGSu > PGSP48u

OPEGSP48u = ESGSP48u x (PSGSu - PGSP48u) Si PSGSu < PGSP48u

donde:

DCEGSP48u = Derecho de cobro por el aumento neto de programa gestionado en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario.

OPEGSP48u = Obligación de pago por el aumento neto de programa gestionado en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario.

ESGSP48u = Aumento neto de programa gestionado en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario, con derecho a la percepción del coste unitario regulado, producido de forma efectiva, y que no supera el plan de funcionamiento actualizado diario.

PSGSP48u = Precio medio horario de la unidad u, resultante de todas las transacciones en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario.

El aumento neto de programa, ESGSP48u, se calcula según la fórmula siguiente:

ESGSP48u = MIN [MAX(0,(EPFGSu – PVPu)), MAX(0,TERGDVMIu), MAX(0, (MBCu – PVPu))]

Por tanto, ESGSP48u >0 si se cumple:

SUM (MBCu) > SUM (PVPu) y SUM(EPFGSu) > SUM (PVPu) y TERGDVMIu > 0

y ESGSP48u = 0 si se cumple:

SUM(MBCu) ≤ SUM(PVPu) ó SUM(EPFGSu) ≤ SUM(PVPu) ó TERGDVMIu ≤ 0

donde:

TERGDVMIu = Saldo neto de las transacciones en el mercado intradiario, mercados de gestión de desvíos y regulación terciaria.

MBCu = Medida en barras central, según se establece en el apartado 13.2

EPFGSu = Energía del plan diario de funcionamiento publicado.

PVPu = Energía programada en el Programa Viable Provisional, tras el resultado de las restricciones técnicas y las restricciones por garantía de suministro.

El precio medio horario de la unidad u, resultante de todas las transacciones en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario se calcula según la fórmula siguiente para valores positivos de TERGDVMIu:

PSGSP48u = (EPRDS_u,s × PMPRDS_s + EPRDB_u,s × PMPRDB_s +

ETERS_u × PMTERS + ETERB_u × PMTERB +

Σs (EMISu × PMIs + EMIBu × PMIBGSs) / TERGDVMIu

Siendo los términos de precio y energía los siguientes:

PMIs = Precio de la sesión s del mercado intradiario.

PMIBGSs = mín(PMIs, PSGSu) Este precio aplica en caso de recompra en el mercado intradiario de modo que si el precio de recompra es superior al coste unitario de generación establecido para cada central, no se reconoce dicho ingreso.

EMISu,s = Energía programada a subir en la sesión s del mercado intradiario.

EMIBu,s = Energía programada a bajar en la sesión s del mercado intradiario.

El resto de los términos se definen en los apartados de este procedimiento de operación relativos a la gestión de desvíos y la regulación terciaria.

Si el precio anterior es negativo con energía, ESGSP48u, positiva, se incorporará en la fórmula del derecho de cobro DCEGSP48u con su signo negativo.

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:

DCERECOOSS_u,b = ERECOOSS_u,b × POECOS_u,b

donde:

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

POECOS_u,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:

DCERECOS_u = ERECOS_u × 0,85 × PMD

donde:

ERECOS_u = 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:

DCERECOSOS_u = ERECOSOS_u × 0,85 × PMD

donde:

ERECOSOS_u = 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:

DCERECOMERS_u = ERECOMERS_u × 1,15 × PMD

donde:

ERECOMERS_u = 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:

DCERECOMERS_u = ERECOMERS_u × 1,15 × PMD

donde:

ERECOMERS_u = 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:

OPERECOOSB_u,b = ERECOOSB_u,b × POECOB_u,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:

OPERECOMERB_u = ERECOMERB_u × 0,85 × PMD

donde:

ERECOMERB_u = 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:

OPERECOSOB_u = ERECOSOB_u × 1,15 × PMD

donde:

ERECOSOB_u = 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.

OPEBGS_u = EBGS_u x PMD

donde:

EBGS_u = 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 regulacion 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:

DCBAN_u = BAN_u × PMBAN

donde:

BAN_u   = 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:

OPOFF_z = OFF_z × PMBAN × KI

siendo:

OFF_z = - KA_z × [RNTS + RNTB] × TOFF_z / 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.

KA_z = 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.

TOFF_z = 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:

DCRRS_z = RRS_z × PMBAN × KB

siendo:

RRS_z = (RRSP_z + RRBP_z) / 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 RRSN_z y RRBN_z, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPRRIz = RRIz × PMBAN × KI

siendo:

RRI_z = (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:

OPRTMI_u,s = ERVMI_u,s × PMI_s

donde:

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

PMI_s = 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:

DCRTMI_u,s = ERCMI_u,s × PMI_s

donde:

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

PMI_s = 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:

DCERTRT_u,b = ERTRTS_u,b × POTERS_u,b

donde:

ERTRTS_u,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.

POTERS_u,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:

DCERTROS_u,b = ERTROSS_u,b × POSS_u,b

donde:

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

POSS_u,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:

DCERTROC_u = ERTROCS_u × POCDIA_u

donde:

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

POCDIA_u = 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 ERTROCS_u y dividiendo el importe resultante entre la energía ERTROCS_u.

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:

DCERTRMER_u = ERTRMERS_u × 1,15 × PMD

donde:

ERTRMERS_u = 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:

OPEINCRTR_u = EINCRTRS_u × (PMEDRTRS_u – PMD)

donde:

EINCRTRS_u = 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.

PMEDRTRS_u = 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:

EINCRTRS_u = máx [– RTR_u, 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 energía 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:

OPERTRT_u,b = ERTRTB_u,b × POTERB_u,b

donde:

ERTRTB_u,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.

POTERB_u,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:

OPERTROS_u,b = ERTROSB_u,b × POSB_u,b

donde:

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

POSB_u,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:

OPERTRMER_u = ERTRMERB_u × 0,85 × PMD

donde:

ERTRMERB_u = 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:

OPERTRB_ucb = 0,7 × (ERTRTB_u,b + ERTROSB_u,b + ERTRMERB_u) × 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:

OPSCRTR_ua = SCRTR × MBC_ua / ∑_ua MBC_ua

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:

DCPRD_u,s = EPRDS_u,s × PMPRDS_s

donde:

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

PMPRDS_s = 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:

OPPRD_u,s = EPRDB_u,s × PMPRDB_s

donde:

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

PMPRDB_s = 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:

DCTER_u = ETERS_u × PMTERS

donde:

ETERS_u = 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:

OPTER = 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 × 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.

Estos coeficientes serán los establecidos en la normativa de aplicación para traspasar la energía suministrada a los consumidores en sus contadores a energía suministrada en barras de central, a los efectos de las liquidaciones previstas en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre.

Los periodos tarifarios serán los establecidos en la Orden ITC/2794/2007. Para las tarifas de dos y tres periodos, el día de 23 horas será el primer día de verano y el día de 25 horas será el primero de invierno. Para la tarifa de seis periodos, los festivos de ámbito nacional para cada año serán publicados por el Operador del Sistema según lo establecido en el P.O. 14.1.

En caso de que no se disponga del cierre de medidas completas, y por tanto no se disponga de medidas de las unidades de programación de comercialización y de consumidores directos la medida en barras de central de estas unidades será el valor resultante de la fórmula siguiente:

MBCua = PHLua + SALDOENEua

donde:

PHLua = Programa Horario de Liquidación de la unidad de adquisición para demanda ua, excluida la cuota del programa correspondiente al consumo en barras de central de los clientes de tipo 1 de la unidad ua a los que se ha aplicado la liquidación potestativa establecida en el P.O. 14.1.

SALDOENEua = Asignación a la unidad de programación de adquisición para demanda ua del saldo de energía liquidada de los programas y las medidas disponibles en barras de central (SALDOENE). La asignación se realizará de forma proporcional al Programa Horario de Liquidación de cada unidad según la fórmula siguiente:

SALDOENEua = SALDOENE × PHLua / ∑ua PHLua

13.3 Precio de los desvíos. A efectos de lo dispuesto en el apartado 13.5 se calculará el saldo neto horario SNSB de las energías a subir y a bajar asignadas por el procedimiento de resolución de desvíos, por regulación terciaria y por regulación secundaria.

SNSB= ∑u,s(EPRDSu,s+EPRDBu,s) + ∑u(ETERSu+ETERBu) +∑z (ESECSz+ESECBz)

13.3.1 Precio de desvíos a subir. Se definen como desvíos a subir los desvíos en sentido de mayor generación y los desvíos en sentido de menor consumo.

Si SNSB es negativo, el precio horario de los desvíos a subir, a efectos de lo dispuesto en el apartado 13.5, se calculará con la fórmula siguiente:

PDESVS = mín (PMD, PMPRTSB)

donde:

PMPRTSB = Precio medio ponderado de las energías a bajar asignadas por el procedimiento de resolución de desvíos, por regulación terciaria y por regulación secundaria según los importes anotados conforme a lo dispuesto en los apartados 9.2, 10.2 y 11.2 respectivamente, redondeado a dos decimales.

Si no existe valor para PMPRTSB o, si SNSB es no negativo, el precio de los desvíos a subir será el precio marginal del mercado diario.

13.3.2 Precio de desvíos a bajar. Se definen como desvíos a bajar los desvíos en sentido de menor generación y los desvíos en sentido de mayor consumo.

Si SNSB es positivo, el precio horario de los desvíos a bajar, a efectos de lo dispuesto en el apartado 13.5, se calculará con la fórmula siguiente:

PDESVB = máximo (PMD, PMPRTSS)

donde:

PMPRTSS = Precio medio ponderado de las energías a subir asignadas por el procedimiento de resolución de desvíos, por regulación terciaria y por regulación secundaria según los importes anotados conforme a lo dispuesto en los apartados 9.1, 10.1 y 11.1 respectivamente, redondeado a dos decimales.

Si no existe valor para PMPRTSS o si SNSB es no positivo, el precio de los desvíos a bajar será el precio marginal del mercado diario.

13.4 Cálculo de desvíos

13.4.1 Desvío de las zonas de regulación. El desvío de cada zona de regulación z se calculará con la fórmula siguiente:

DESVz = ∑u (MBCu – PHLu) × PUZu,z – (ESECSz + ESECBz)

donde:

MBCu = Medida en barras de central de la unidad de programación u integrada en la zona de regulación z

PHLu = Programa Horario de Liquidación de la unidad de programación u integrada en la zona de regulación z

PUZu,z = Porcentaje de integración de la unidad de programación u en la zona de regulación z

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

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

13.4.2 Desvío de las unidades de programación no integradas en zona de regulación.–El desvío de cada unidad de programación u, no integrada en zona de regulación, de cada unidad de adquisición de demanda, de cada unidad de importación o exportación y de unidades genéricas se calculará con la fórmula siguiente:

DESVu = (MBCu – PHLu)

donde:

MBCu = Medida elevada a barras de central de cada unidad de producción o de adquisición u, según lo establecido en el apartado 13.2

PHLu = Programa horario liquidado de cada de cada unidad de producción o de adquisición u, según lo establecido en el apartado 13.1

13.5 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los desvíos. A efectos de la determinación de los derechos de cobro y obligaciones de pago por desvíos, se calcularán los desvíos de la siguiente manera:

El desvío d de cada zona de regulación será el desvío calculado en el apartado 13.4.1

El desvío d de cada Sujeto de Liquidación por la actividad de producción en régimen especial será la suma de los desvíos de sus unidades de programación de régimen especial no pertenecientes a zona de regulación. El desvío de cada unidad será el calculado en el apartado 13.4.2.

El desvío d de cada Sujeto de Liquidación por la actividad de producción en régimen ordinario será la suma de los desvíos de sus unidades de programación de régimen ordinario no pertenecientes a zona de regulación. El desvío de cada unidad será el calculado en el apartado 13.4.2.

El desvío d de cada Sujeto de Liquidación por la actividad de comercialización para clientes nacionales y de adquisición para consumidores directos será la suma del desvío de sus unidades de programación y de los desvíos de aquellas unidades de programación de adquisición para clientes nacionales de otros comercializadores con los cuales ha realizado contratos bilaterales y es el sujeto comercializador que se responsabiliza frente al operador del sistema de su gestión, en virtud de lo dispuesto en el artículo 20.6 del Real Decreto 2019/1997, modificado por el Real Decreto 1454/2005, y en el P.O.14.1. El desvío de cada unidad será el calculado en el apartado 13.4.2.

El desvío d por cada una de las fronteras internacionales de cada sujeto autorizado para intercambios internacionales de exportación será la suma de los desvíos de sus unidades de programación de exportación en cada frontera. El desvío de cada unidad será el calculado en el apartado 13.4.2.

El desvío d por cada una de las fronteras internacionales de cada sujeto autorizado para intercambios internacionales de importación será la suma de los desvíos de sus unidades de programación de importación en cada frontera. El desvío de cada unidad será el calculado en el apartado 13.4.2.

El desvío d de cada sujeto por las unidades de programación genéricas habilitadas instrumentalmente en la normativa vigente será la suma de los desvíos de dichas unidades. El desvío de cada unidad será el calculado en el apartado 13.4.2 considerando valor de medida igual a cero.

13.5.1 Desvío positivo. Si el desvío d calculado según lo establecido en los párrafos iniciales del apartado 13.5 es positivo, el precio a aplicar al desvío d será el precio del desvío a subir, PDESVS, calculado según lo establecido en el apartado 13.3. El importe será positivo y se calculará con la fórmula siguiente:

ECODESVd = DESVd × PDESVS

El importe será soportado por las unidades de programación o zonas de regulación que producen el desvío d según los siguientes criterios:

OPDESVuz,d = DESVuz,d × PMD

DCDESVuz,d = DESVuz,d × PMD + DESVuz,d × DESVd × (PDESVS - PMD) / ∑u DESVPuz,d

donde:

∑u DESVPuz,d = suma de los desvíos positivos DESVPuz,d = DESVuz,d > 0

Como consecuencia de las anotaciones en a y b anteriores se cumple la igualdad:

ECODESVd = ∑uz DCDESVuz,d + ∑uz OPDESVuz,d

13.5.2 Desvío negativo. Si el desvío d calculado según lo establecido en los párrafos iniciales del apartado 13.5 es negativo, el precio a aplicar al desvío d será el precio del desvío a bajar, PDESVB, calculado según lo establecido en el apartado 13.3. El importe será negativo y se calculará con la fórmula siguiente:

ECODESVd = DESVd × PDESVB

El importe será soportado por las unidades de programación o zonas de regulación que producen el desvío d según los siguientes criterios:

DCDESVuz,d = DESVuz,d × PMD

OPDESVuz,d = DESVuz,d × PMD + DESVuz,d × DESVd × (PDESVSB - PMD) / ∑u DESVNuz,d

donde:

∑u DESVNuz,d = suma de los desvíos negativos DESVNuz,d = DESVuz,d < 0

Como consecuencia de las anotaciones en a y b anteriores se cumple la igualdad:

ECODESVd = ∑uz DCDESVuz,d + ∑uz OPDESVuz,d

13.5.3 Desvío cero. Si el desvío d calculado según lo establecido en los párrafos iniciales del apartado 13.5 es cero, el importe económico será cero. Los derechos de cobro y las obligaciones de pago de las unidades de programación que producen el desvío cero se calcularán según los siguientes criterios:

DCDESVu,d = DESVu,d × PMD

OPDESVu,d = DESVu,d × PMD

13.5.4 Anulación del coste del desvío de instalaciones exentas. Las unidades de programación que integren exclusivamente instalaciones de régimen especial completamente exentas del pago del coste de los desvíos tendrán en cada periodo horario de programación un derecho de cobro en concepto de anulación del coste del desvío que se calculará según la siguiente fórmula:

DCDSVEXu = Abs(DESVEXu) x Abs (PMD - PREDESVu)

donde:

DESVEXu = Desvío exento de la unidad de programación u calculado según lo dispuesto en el apartado 13.4.2 que será positivo o negativo según corresponda a mayor o menor producción que la prevista. La exención está limitada a desvíos respecto a la potencia instalada, en el caso de programa superior a dicha potencia.

PREDESVu = Precio del derecho de cobro u obligación de pago de la unidad de programación u por desvío según lo dispuesto en los apartados 13.5.1, 13.5.2 y 13.5.3, resultado del cociente entre el importe anotado y la energía del desvío.

PMD = Precio horario del mercado diario.

La suma de los derechos de cobro por anulación del coste de los desvíos constituirá el déficit de desvíos exentos del pago del coste de desvíos que se liquidará con cargo al saldo del excedente o déficit de valoración de desvíos del apartado 13.10 en cuyo cálculo se incluirá la suma de estos derechos de cobro.

13.6 Desvíos internacionales entre sistemas. Los desvíos internacionales entre sistemas se calculan como diferencia entre la medida en los puntos frontera con otros sistemas eléctricos y el programa acordado entre los operadores de los sistemas. Se valorarán al precio marginal del mercado diario realizándose una anotación en una cuenta de compensación horaria para su liquidación de acuerdo con lo establecido en el P.O.14.6.

En cada hora se sumarán los desvíos internacionales por cada interconexión internacional

DIR = ∑frint DIRfrint

donde:

DIRfrint = Desvío internacional en la frontera frint,

Si la suma de todos los desvíos internacionales de regulación es positiva se anotará en la cuenta de compensación un derecho de cobro que se calculará con la fórmula siguiente:

DCDIR = DIR × PMD

Si la suma de todos los desvíos internacionales de regulación es negativa se anotará en la cuenta de compensación una obligación de pago que se calculará con la fórmula siguiente:

OPDIR = DIR × PMD

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.

13.7 Acciones coordinadas de balance con otros sistemas.–La energía de las acciones coordinadas de balance con otros sistemas se valorará desde el sistema español al precio de desvíos establecido en el apartado 13.3 que sea aplicable al sentido correspondiente a la acción de balance. Se realizará una anotación horaria para cada interconexión en la cuenta del Operador del Sistema para su utilización de acuerdo con lo establecido en el P.O.4.1.

Si la acción de balance es en sentido importador (ABI) se anotará un derecho de cobro que se calculará con la fórmula siguiente:

DCAB = ABI × PDESVS

Si la acción de balance es en sentido exportador (ABE) se anotará una obligación de pago que se calculará con la fórmula siguiente:

OPAB = ABE × PDESVB

13.8 Cierre de energía. En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía en cada hora, CIERRE, se calcula como la diferencia entre las pérdidas medidas de transporte y distribución y las pérdidas estándares calculadas, de acuerdo con lo establecido en la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.

CIERRE = PRTD - ∑ta ∑nt [MPFCuc,nt,ta × CPERnt,ta]

donde:

PRTD = PT + ∑d PRDd

PT = Pérdidas medidas de la red de transporte. Este valor será negativo.

PRDd = Pérdidas medidas de la red de distribución del distribuidor d. Este valor será negativo.

El cierre de energía del sistema calculado según la fórmula anterior, se valorará al precio del mercado diario.

Los derechos de cobro por cierres positivos y las obligaciones de pago por cierres negativos se liquidarán en la cuenta del operador del sistema. El saldo resultante tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997 y como tal se incluirá en las liquidaciones de las actividades reguladas según establece la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009,.

13.9 Asignación del excedente o déficit de la valoración de desvíos. Como consecuencia del método de valoración de los desvíos, el saldo resultante del conjunto de derechos de cobro y obligaciones de pago en una hora (SALDOLIQ) será un excedente, o en su caso, un déficit.

El excedente (SALDOLIQ < 0) se repartirá a las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua como minoración de los costes de restricciones técnicas y de banda. 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.

En caso de excedente estas unidades tendrán un derecho de cobro en la hora en concepto de ajuste que se calculará con la siguiente fórmula:

DCAJDVu = - SALDOLIQ x MBCua / ∑u MBCua

En el caso de que se produjera un déficit en la hora (SALDOLIQ > 0) las unidades anteriores tendrán una obligación de pago en la hora en concepto de ajuste que se calculará con la siguiente fórmula:

OPAJDVu = - SALDOLIQ x MBCua / ∑u MBCua

14. Fallo de programación de las unidades de programación genéricas

14.1 Obligación de pago por incumplimiento de la obligación de saldo cero en PBF.–Tras el preceptivo informe de la Comisión Nacional de Energía, el saldo distinto de cero de las energías de todas las unidades de programación genéricas de cada sujeto del mercado en el PBF dará lugar a la siguiente obligación de pago:

OPUPGPBF= -abs(∑ug ENPBFug) × PMD × 1,3

donde:

ENPBFug = Energía en PBF de la unidad de programación genérica ug.

Dicha obligación de pago podrá ser moderada de acuerdo con las circunstancias concurrentes al caso teniendo en consideración el perjuicio ocasionado al sistema y la diligencia del agente incumplidor.

14.2 Obligación de pago por incumplimiento de la obligación de saldo cero en el PHF.–Tras el preceptivo informe de la Comisión Nacional de Energía, el saldo distinto de cero de las energías de todas las unidades de programación genéricas de cada sujeto del mercado en el PHF dará lugar a la siguiente obligación de pago en cada hora h:

OPUPGPHF= -abs(∑ug ENPHFug) × PMD x 0,15 × NS

donde:

ENPHFug = Energía en el último PHF de la hora de la unidad de programación genérica ug.

NS = Número de sesiones válidas del mercado intradiario para la hora h.

Dicha obligación de pago podrá ser moderada de acuerdo con las circunstancias concurrentes al caso teniendo en consideración el perjuicio ocasionado al sistema y la diligencia del agente incumplidor.

14.3 Excedente por las obligaciones de pago por fallos de programación. El excedente generado por las obligaciones de pago de los apartados 14.1 y 14.2 se repartirá según el método descrito en el apartado 13.9. Asignación del excedente o déficit de la valoración de los desvíos.

15. Comunicación a efectos de la liquidación de la prima equivalente

Las instalaciones de producción en régimen especial que han escogido la opción de venta correspondiente a la letra a) del artículo 24.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo liquidarán con la Comisión Nacional de Energía la prima equivalente.

Según se establece en la Circular 4/2009, de 9 de julio, de la Comisión Nacional de Energía, que regula la solicitud de información y los procedimientos para implantar el sistema de liquidación de las primas equivalentes, las primas, los incentivos y los complementos a las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial, el operador del sistema comunicará mensualmente a la Comisión Nacional de Energía, el importe agregado de la base para la liquidación de la diferencia con la tarifa regulada (Baldita) correspondiente al conjunto de las instalaciones de cada representante y de cada titular que participe sin representante y que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1 Real Decreto 661/2007.

El importe de la base para la liquidación de la diferencia con la tarifa regulada, BALDITA, de cada representante o titular rt en cada mes m será la suma de los importes de las liquidaciones a las que se refiere el artículo 30.1 y del importe de la repercusión del coste del desvío al que se refieren los artículos 30.1 y 34 del Real Decreto 661/2007. El valor de esta suma se calcula según la fórmula siguiente:

BALDITArt,m = MEDPMDrt,m + EMIPIDrt,m

Siendo:

MEDPMDrt,m = Valor de las medidas horarias, MEDBC, de la energía neta efectivamente producida por las instalaciones i del representante o titular rt en el mes m valoradas al precio del mercado diario, PMD, en cada hora h:

MEDPMDrt,m = Σi,h MEDBCi,rt,h × PMDh

EMIPIDrt,m = Valor de la ganancia o pérdida mensual por las energías casadas en cada sesión s del mercado intradiario de la hora h, EMI, por las instalaciones i del representante o titular rt en el mes m, integradas en la unidad de programación up, resultantes de la diferencia entre el precio de la sesión del mercado intradiario, PMI, y el precio horario del mercado diario:

EMIPIDrt,m = Σi,s,h EMIi,rt,s,h× (PMIs,h - PMDh)= Σup,s,h EMIup,rt,s,h × (PMIs,h - PMDh)

16. Liquidación de las unidades de programación del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistemas eléctrico balear

16.1 Restricciones técnicas en el mercado intradiario. Los redespachos de energía necesarios para resolver las restricciones técnicas identificadas o para el reequilibrio generación-demanda se liquidarán al precio de la correspondiente sesión del mercado intradiario.

16.2 Modificaciones del programa posteriores al PHF. Las modificaciones en el programa de las unidades de programación del enlace posteriores a las distintas sesiones del mercado intradiario se liquidarán al precio del mercado diario.

Las anotaciones anteriores formarán 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 13.9.

16.3 Desvío del programa.–El desvío neto del programa de energía del enlace del sistema eléctrico peninsular con el sistema eléctrico balear se calculará como diferencia entre la energía medida en el punto frontera del enlace con el sistema peninsular y el programa horario de liquidación neto de las unidades de programación del enlace y se liquidará al precio del desvío establecido en el apartado 13.3 según su sentido. El importe se repartirá proporcionalmente entre las unidades de programación del enlace según su programa.

El párrafo anterior no será de aplicación durante el periodo de pruebas del enlace. Según lo establecido en el apartado 2 de la disposición transitoria segunda del Real Decreto 1632/2011, la energía que discurra a través del enlace durante el periodo de pruebas se considerará como pérdidas del sistema eléctrico peninsular. A tal efecto se liquidará al precio del mercado diario y se anotará en la cuenta del operador del sistema a la que se refiere en el apartado 13.8. A los comercializadores de último recurso se les anotará un derecho de cobro para compensar el importe de la energía adquirida en el mercado según lo establecido en el apartado 1 de disposición transitoria segunda.

Las anotaciones anteriores formarán 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 13.9.

16.4 Efectos en la liquidación de Baleares. Los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en los apartado 16.1, 16.2 y 16.3, así como la energía liquidada, se considerarán en la liquidación del despacho de Baleares, según se establece en el apartado 2 del anexo del Real Decreto 1623/2011.

Como resultado de la suma de los importes liquidados en el sistema peninsular y de los importes liquidados en el despacho balear a los comercializadores de último recurso, el coste final de adquisición de los comercializadores de último recurso en el sistema balear será el establecido en la disposición adicional decimoquinta del Real Decreto 485/2009 de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.

P.O. SEIE–1 Funcionamiento de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares

1. Objeto**

El objeto de este Procedimiento es establecer los criterios de seguridad y funcionamiento que deben aplicarse en la operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) y en la elaboración y ejecución de los planes de seguridad, con el objetivo de garantizar la continuidad del suministro con la seguridad y calidad requeridas.

2. Alcance

En el presente Procedimiento se establecen:

3. Ámbito de aplicación

Este Procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

● Operador del Sistema.

● Transportista único y distribuidores que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.

● Distribuidores y clientes conectados a la red de transporte.

● Comercializadores.

● Empresas propietarias u operadoras de grupos generadores conectados a la red de transporte o que tengan influencia directa sobre ésta.

● Empresas propietarias u operadoras de instalaciones de régimen ordinario y de régimen especial.

● Gestores de las redes de distribución.

● Este Procedimiento afecta a las siguientes instalaciones pertenecientes a cualquier Sistema Eléctrico español que se encuentre fuera del territorio peninsular y no esté interconectado síncronamente con el Sistema Eléctrico Peninsular:

● Las instalaciones de la red de transporte.

● Las subestaciones donde se vierta generación, que aún sin pertenecer a la red de transporte tengan influencia sobre ésta.

● Las instalaciones de producción conectadas directamente a la red de transporte o con influencia directa en el funcionamiento de ésta.

● Las instalaciones de producción de régimen especial.

● Las instalaciones de distribución o de clientes conectados directamente a la red de transporte.

El Operador del Sistema mantendrá en todo momento actualizado un listado con las instalaciones que integran cada uno de los sistemas que componen cada SEIE.

4. Definiciones

Se definen cuatro posibles estados de funcionamiento del sistema eléctrico:

4.1 Estado normal. Situación en la cual todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los márgenes de funcionamiento normal establecidos en el apartado 5.3.1 y se cumplen los criterios de seguridad ante contingencias indicados en el apartado 5.3.2.

4.2 Estado de alerta. Situación en la cual todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los márgenes de funcionamiento normal establecidos en el apartado 5.3.1, pero no se cumplen los criterios de seguridad ante contingencias indicados en el apartado 5.3.2.

4.3 Estado de emergencia. Situación en la que una o más variables de control del sistema presentan valores fuera de los márgenes de funcionamiento normal.

Se incluyen en este estado aquellos casos en los que se registra alguna interrupción del suministro eléctrico de carácter local.

4.4 Estado de reposición. Situación caracterizada por la pérdida de suministro en una zona eléctrica (cero zonal) o en la totalidad de alguno de los sistemas que componen cada uno de los SEIE (cero total), y en la que el principal objetivo es la reposición ordenada, segura y rápida del servicio.

5. Criterios de seguridad y de funcionamiento para la operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares**

5.1 Variables de control de la seguridad del sistema eléctrico.–Las variables que permiten supervisar el estado del sistema eléctrico son:

● La frecuencia.

● Las tensiones en los nudos de la red de transporte.

● Los niveles de carga en los diferentes elementos de la red de transporte (líneas, transformadores y aparamenta asociada).

● Las reservas de regulación disponibles (potencia activa y reactiva).

● El programa de intercambio por las interconexiones entre islas o con otro sistema eléctrico.

5.2 Contingencias que deben considerarse en los análisis de seguridad. Las contingencias que deben considerarse en los análisis de seguridad son:

● El fallo simple de uno cualquiera de los elementos del sistema (Criterio N-1): grupo generador, circuito de línea y transformador.