Resolución de 8 de mayo de 2014, 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.-7.3 Regulación terciaria, P.O.-14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema y P.O.-14.6 Liquidación de intercambios internacionales no realizados por sujetos del mercado, para la implantación de los intercambios transfronterizos de energías de balance

RRI_z = (RRSN_z + RRBN_z) _{/ 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.

RRSN_z = 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.–Los derechos de cobro o, en su caso, obligaciones de pago por la energía limitada por restricciones en tiempo real a unidades que hayan presentado oferta compleja y ésta sea de aplicación, se calculan según las fórmulas siguientes:

DCRTROC_u = DCERTROC_u + DCELTROC_u

Donde:

DCERTROC_u = ERTROCS_u x POCHORA_u

DCELTROC_u = Mín (ELTROCS_u - ERTROCS_u, PHF_u) x (POCHORA_u – PMI_u)

Si el importe de DCELTROC_u es negativo se anotará obligación de pago.

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

ELTROCS_u = Energía limitada en la hora a la unidad u por restricciones en tiempo real con aplicación de oferta compleja.

PHF_u = Energía del último programa horario final de la unidad u.

PMI_u = Precio medio de la energía del programa horario final de la unidad u en la hora obtenido por su participación en el mercado intradiario.

POCHORA_u = Precio horario de la oferta compleja para la energía limitada en la hora h, calculado según las fórmulas siguientes.

POCHORA_u = (NAF_u × PAF_u + NAC_u × PAC_u + HLIM × PHC_u + PECu × ENELIM) / ENELIM

NAF_u = Número de arranques diarios en frío.

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

NAC_u = Número de arranques diarios en caliente.

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

HLIM = Horas con energía limitada a la unidad u por restricciones en tiempo real.

PHC_u = Precio por hora en la oferta compleja.

PECu = Precio por energía en la oferta compleja.

ENELIM = Energía con limitación a bajar por restricciones en tiempo real en el día con oferta compleja.

ENELIM = ERTROCS_u + Mín (ELTROCS_u - ERTROCS_u, PHF_u)

El operador del sistema publicará el precio horario medio de liquidación de la energía limitada por restricciones en tiempo real con oferta compleja del conjunto de productores y el coeficiente diario resultante de dividir la energía total producida en el día entre la energía total limitada.

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 limitada a bajar por restricciones en tiempo real, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la energía limitada descontando la energía gestión de desvíos y de regulación terciaria a bajar, 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 limitada a bajar 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:

OPEINCLTR_u = EINCLTRS_u x (PORHORA_u – PMD)

donde:

EINCLTRS_u = Energía incumplida de limitaciones por restricciones en tiempo real a subir de la unidad u. Se tomará valor cero si en la hora existe energía de restricciones en tiempo real a bajar en la unidad u. Se calculará según la fórmula siguiente:

EINCLTRS_u = Max (- ELTRORS_u , min (0, MBCu - max(ELTRORS_u + TGB, 0₎ )

Donde:

MBCu = medida en barras de central, según se establece en el apartado 13.2.

TGB = suma de energía de gestión de desvíos y de regulación terciaria a bajar.

ELTRORSu = energía limitada a bajar en la hora a la unidad u por restricciones en tiempo real.

PORHORA_u = Precio medio de la energía limitada a bajar por restricciones en tiempo real.

PORHORA_u = (POCHORA_u x ENELIM + Σ_b,of (ERTR_u,b,of x POTR_u,b,of)) / (ENELIM + Σ_pERTR_p,u,b)

Donde:

ERTR_u,b,of = energía a subir por restricciones técnicas en tiempo real asignada al bloque b de la unidad u para el tipo de oferta of (oferta de terciaria, oferta simple de restricciones, sin oferta o con oferta agotada).

POTR_u,b,of = precio por restricciones técnicas en tiempo real a subir que aplica a cada bloque b de energía asignada de la unidad u para el tipo de oferta of (oferta de terciaria, oferta simple de restricciones, sin oferta o con oferta agotada).

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:

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, MBC_ua. 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, MBC_ua. 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.

8.4 Intercambios transfronterizos de energía de balance entre sistemas eléctricos.–Los intercambios transfronterizos de energía de balance entre sistemas que realice el operador del sistema se valoraran al precio indicado en los apartados siguientes. Se realizará una anotación horaria para cada interconexión en la cuenta del operador del sistema, a efectos de su liquidación de acuerdo con lo establecido en el PO14.6.

8.4.1 Intercambio de energías de balance en sentido importador.–Si el intercambio transfronterizo de energías de balance tiene sentido importador, se anotará un derecho de cobro en cada interconexión i que se calculará mediante la fórmula siguiente:

DCITB i = ∑b (EIITBi,b x PEIITBi,b)

EIITBi,b = Energía de importación del bloque de oferta b correspondiente a intercambio transfronterizo de energía de balance en la interconexión i,

PEIITBi,b = Precio del bloque de oferta b asociado a la importación programada en la interconexión i por servicio transfronterizo de energía de balance.

8.4.2 Intercambio de energía de balance en sentido exportador.–Si el intercambio transfronterizo de energía de balance es en sentido exportador se anotará una obligación de pago en cada interconexión i que se calculará con la fórmula siguiente:

OPITB i = ∑ b (EEITBi,b x PEEITBi,b)

EEITBi,b = Energía de exportación del bloque de oferta b correspondiente al intercambio transfronterizo de energía de balance en la interconexión i.

PEEITBi,b = Precio del bloque de oferta b asociado a la exportación programado en la interconexión i por servicio transfronterizo de energía de balance.

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_u = ETERB_u × PMTERB

donde:

ETERB_u = 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:

DCSEC_z = ESECS_z × 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.

ESECS_z = 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:

OPSEC_z = ESECB_z × 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.

ESECB_z = 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:

DCSINT_ua = ERSINT_ua x PMD

donde:

ERSINT_ua = 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 ERSINT_ua.

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

a. La medida en barras de central de las unidades de programación de producción, de las unidades de programación de consumo de bombeo y de las unidades de programación de consumo de servicios auxiliares, será la suma de las medidas de los puntos frontera asignados a las instalaciones de producción que integran cada unidad de programación.

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.

b. La medida en barras de central de unidades de programación de importación, será la energía asignada a la unidad en el programa de intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema.

c. La medida en barras de central de unidades de programación de exportación, será la energía asignada a la unidad en el programa de intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema, más las pérdidas de transporte en el caso de exportaciones por fronteras con países con los que no se haya firmado acuerdo de reciprocidad, de acuerdo a la siguiente fórmula:

MBC_uexp = PFI_uexp × (1 + CPER_frint)

donde:

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

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

CPER_frint = 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.

d. La medida en barras de central de las unidades de comercializadores y de las unidades de consumidores directos se calculará con la fórmula siguiente:

MBC_uc = ∑_nt ∑_ta [MPFC_uc,nt,ta × (1 + CPER_nt,ta)]

donde:

MPFC_uc,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.

CPER_nt,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 por la que se establece la tarifa eléctrica de cada año 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 2019/1997, de 26 de diciembre.

Los periodos tarifarios serán los establecidos en el artículo 8 del Real Decreto 1164/2001. 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:

MBC_ua = PHL_ua + SALDOENE_ua

donde:

PHL_ua = 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.

SALDOENE_ua = 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:

SALDOENE_ua = SALDOENE × PHL_ua / ∑_ua PHL_ua

e. La medida de las unidades de programación genéricas es cero.

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,

− por regulación secundaria,

− por servicios transfronterizos de energías de balance entre sistemas.

SNSB= ∑_u,s(EPRDS_u,s+EPRDB_u,s) + ∑_u(ETERS_u+ETERB_u) +∑_z (ESECS_z+ESECB_z) + ∑_i,b(EIITBi,b + EEITBi,b)

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 = mínimo (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, por servicios transfronterizos de balance según los importes anotados conforme a lo dispuesto en los apartados 8.4.2, 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,por regulación secundaria, por servicios transfronterizos de balance según los importes anotados conforme a lo dispuesto en los apartados 8.4.1, 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:

DESV_z = ∑_u (MBC_u – PHL_u) x PUZ_u,z – (ESECS_z + ESECB_z)

donde:

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

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

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

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

EBSEC_z = 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:

DESV_u = (MBC_u – PHL_u)

donde:

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

PHL_u = 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 Decreto1454/2005, 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:

ECODESV_d = DESV_d × PDESVS

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

a. La unidad u o zona z cuya contribución al desvío d haya sido negativa (DESV_{uz,d < 0)} tendrá una obligación de pago que se calculará con la fórmula siguiente:

OPDESV_uz,d = DESV_uz,d × PMD

b. La unidad u o zona z que haya contribuido positivamente (DESV_{uz,p > 0)} al desvío d tendrá un derecho de cobro que se calculará con la fórmula siguiente:

DCDESV_uz,d = DESV_uz,d × PMD + DESV_uz,d × DESV_d × (PDESVS - PMD) / ∑_u DESVP_uz,d

donde:

∑_u DESVP_uz,d = suma de los desvíos positivos DESVP_{uz,d =} DESV_{uz,d > 0}

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

ECODESV_d = ∑_uz DCDESV_{uz,d +} ∑_uz OPDESV_uz,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:

ECODESV_d = DESV_d × PDESVB

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

a. La unidad u o zona z cuya contribución al desvío d haya sido positiva (DESV_{uz,d > 0)} tendrá un derecho de cobro que se calculará con la fórmula siguiente:

DCDESV_uz,d = DESV_uz,d × PMD

b. La unidad u o zona z que haya contribuido negativamente (DESV_{uz,d < 0)} al desvío d tendrá una obligación de pago que se calculará con la fórmula siguiente:

OPDESV_uz,d = DESV_uz,d × PMD + DESV_uz,d × DESV_d × (PDESVSB - PMD) / ∑_u DESVN_uz,d

donde:

∑_u DESVN_uz,d = suma de los desvíos negativos DESVN_{uz,d =} DESV_{uz,d < 0}

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

ECODESV_d = ∑_uz DCDESV_{uz,d +} ∑_uz OPDESV_uz,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:

a. La unidad u con desvío positivo (DESV_{u,d > 0)} tendrá un derecho de cobro que se calculará con la fórmula siguiente:

DCDESV_u,d = DESV_u,d × PMD

b. La unidad u con desvío negativo (DESV_{u,d < 0)} tendrá una obligación de pago que se calculará con la fórmula siguiente:

OPDESV_u,d = DESV_u,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:

DCDSVEX_u = Abs(DESVEX_u) x Abs (PMD - PREDESV_u)

donde:

DESVEX_u = Desvío exento de la unidad de programación u calculado según lo dispuesto en el apartado 12.4.2 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.

PREDESV_u = 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 12.10 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 del desvío establecido en el apartado 13.3 que sea aplicable 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 DIR_frint

donde:

DIR_frint = 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 × PDESVS

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 × PDESVB

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, MBC_ua. 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 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 [MPFC_uc,nt,ta × CPER_nt,ta]

donde:

PRTD = PT + ∑_d PRD_d

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

PRD_d = 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:

DCAJDV_u = - SALDOLIQ x MBC_ua / ∑_u MBC_ua

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:

OPAJDV_u = - SALDOLIQ x MBC_ua / ∑_u MBC_ua

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 ENPBF_ug) × PMD x 1,3

donde:

ENPBF_ug = 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 ENPHF_ug) × PMD x 0,15 x NS

donde:

ENPHF_ug = 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:

BALDITA_rt,m = MEDPMD_rt,m + EMIPID_rt,m

Siendo:

MEDPMD_rt,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:

MEDPMD_rt,m = Σ_i,h MEDBC_i,rt,h × PMD_h

EMIPID_rt,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:

EMIPID_rt,m = Σ_i,s,h EMI_i,rt,s,h× (PMI_s,h - PMD_h)= Σ_up,s,h EMI_up,rt,s,h × (PMI_s,h - PMD_h)

16. Liquidación de las unidades de programación del enlace entre el sistema electrico penínsular y el sistemas electrico 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 definida en el apartado 13.8. A los comercializadores de último recurso se le 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. 14.6 liquidación de intercambios internacionales no realizados por sujetos del mercado

1. Objeto.

El objeto de este procedimiento de operación es establecer el proceso de la liquidación en el mercado de producción de energía eléctrica del saldo mensual resultante de la ejecución de los siguientes intercambios internacionales no comerciales:

– Desvíos de regulación entre sistemas.

– Intercambios de apoyo entre sistemas.

– Intercambios internacionales de energías de balance entre sistemas.

2. Ámbito de aplicación.

Este procedimiento es de aplicación al Operador del Sistema.

3. Desvíos de regulación entre sistemas.

El Operador del Sistema llevará una cuenta de compensación horaria en la que se incorporarán las anotaciones en cuenta establecidas en el P.O. 14.4 por la energía de los desvíos de regulación entre sistemas valorados al precio del desvío que sea aplicable.

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. 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 el caso de unidades de adquisición de distribución, en el cálculo del consumo medido elevado a barras de central, se descontará el consumo cubierto con la producción de instalaciones de régimen especial a tarifa conectadas a una de las distribuidoras contempladas en la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997.

4. Intercambios de apoyo entre sistemas.

Los intercambios de apoyo establecidos en el P.O. 14.4, apartado 8.1 entre sistemas que realice el Operador del Sistema mediante compensación económica por la energía suministrada, se anotarán en la cuenta del Operador del Sistema. El saldo mensual de dichos intercambios será liquidado al Operador del Sistema que será responsable de su liquidación a los Operadores del Sistema correspondientes.

Los intercambios de apoyo establecidos en el P.O. 14.4, apartado 8.2 entre sistemas que realice el Operador del Sistema mediante devolución de energía se valorarán al precio marginal del mercado diario que se anotarán en una cuenta de compensación horaria. El saldo horario de dicha cuenta se asignará con el mismo tratamiento contemplado para los desvíos de regulación entre sistemas.

5. Intercambios internacionales de energías de balance entre sistemas.

Los intercambios transfronterizos de energías de balance entre sistemas contemplados en el P.O.–7.6 y en el apartado 8.4 del P.O.–14.4 y las acciones de balance del contempladas en el apartado 13.7 del P.O.–14.4 realizados entre operadores del sistema se anotarán en la cuenta del operador del sistema.

El saldo mensual de dichos programas de intercambio será liquidado al operador del sistema, quién será responsable a su vez de la liquidación de los mismos con los operadores de los correspondientes sistemas eléctricos interconectados.