LegalizeResolución de 18 de diciembre de 2015, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establecen los criterios para participar en los servicios de ajuste del sistema y se aprueban determinados procedimientos de pruebas y procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos
Este es el acto tal como se publicó. Las modificaciones posteriores no están incorporadas al texto: cada una es un acto aparte en este repositorio y una entrada en el historial de esta ley.
1 acto modificador · 2016-02-11, Resolución de 9 de febrero de 2016, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se …
La retirada de una oferta de compra de energía incluida en la casación del mercado intradiario dará lugar a una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a un derecho de cobro para la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:
DCRTMIu,s = ERCMIu,s × PMIs
donde:
ERCMIu,s = Energía retirada a la unidad u en el proceso de solución de restricciones a la correspondiente sesión s del mercado intradiario
PMIs = Precio marginal de la correspondiente sesión s del mercado intradiario
7. Restricciones técnicas en tiempo real
7.1 Restricciones técnicas en tiempo real a subir
7.1.1 Restricciones técnicas en tiempo real a subir con oferta de terciaria
La asignación de energía a subir por restricciones en tiempo real empleando la oferta de terciaria dará lugar a un derecho de cobro a la unidad u por cada bloque de energía b que se calcula según la fórmula siguiente:
DCERTRTu,b = ERTRTSu,b × POTERSu,b + NACCCu × PACu
donde:
ERTRTSu,b = Energía a subir del bloque b de la oferta de terciaria a subir de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real
POTERSu,b = Precio ofertado para terciaria a subir para el bloque de energía b
NACCCu = Número de arranques diarios de turbinas de gas por cambios requeridos en el modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje.
PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.
7.1.2 Restricciones técnicas en tiempo real a subir con oferta presentada para el proceso de solución de restricciones técnicas del PBF
La asignación de energía a subir por seguridad en tiempo real empleando la oferta presentada para el proceso de solución de restricciones dará lugar a un derecho de cobro para la unidad que se calcula según sea de aplicación la oferta simple o compleja.
7.1.2.1 Oferta simple
El derecho de cobro de la unidad u por cada bloque de energía b asignado se calcula según la fórmula siguiente:
DCERTROSu,b = ERTROSSu,b × POSSu,b + NACCCu × PACu
donde:
ERTROSSu,b = Energía a subir del bloque b de la oferta simple de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real
POSSu,b = Precio de la oferta simple a subir para el bloque de energía b
7.1.2.2 Oferta compleja
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:
DCRTROCu = DCERTROCu + DCELTROCu
Donde:
DCERTROCu = ERTROCSu x POCHORAu
DCELTROCu = Mín (ELTROCSu - ERTROCSu, PHFu) x (POCHORAu – PMIu)
Sí el importe de DCELTROCu es negativo se anotará obligación de pago.
ERTROCSu = Energía programada a subir a en la hora a la unidad u por restricciones en tiempo real con aplicación de oferta compleja.
ELTROCSu = Energía limitada en la hora a la unidad u por restricciones en tiempo real con aplicación de oferta compleja.
PHFu = Energía del último programa horario final de la unidad u.
PMIu = Precio medio de la energía del programa horario final de la unidad u en la hora obtenido por su participación en el mercado intradiario.
POCHORAu = Precio horario de la oferta compleja para la energía limitada en la hora h, calculado según las fórmulas siguientes.
POCHORAu = (NAFu × PAFu + NACu × PACu + HLIM × PHCu + PECu × ENELIM) / ENELIM
NAFu = Número de arranques diarios en frío.
PAFu = Precio del arranque en frío en la oferta compleja.
NACu = Número de arranques diarios en caliente.
PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.
HLIM = Horas con energía limitada a la unidad u por restricciones en tiempo real.
PHCu = 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 = ERTROCSu + Mín (ELTROCSu - ERTROCSu, PHFu)
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:
DCERTRMERu = ERTRMERSu × 1,15 × PMD
donde:
ERTRMERSu = Energía programada a subir a la unidad u por solución de restricciones en tiempo real sin oferta aplicable
7.1.4 Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones en tiempo real a subir
Se revisarán los arranques programados comprobando si han sido efectivamente realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío al ser revisado puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas pero no al revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los últimos 5 periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación.
Sí 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:
OPEINCLTRu = EINCLTRSu x (PORHORAu – PMD)
donde:
EINCLTRSu = 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:
EINCLTRSu = Max (- ELTRORSu, min (0, MBCu - max(ELTRORSu + TGB, 0))
Donde:
MBCu = medida en barras de central, según se establece en el apartado 14.2.
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.
PORHORAu = Precio medio de la energía limitada a bajar por restricciones en tiempo real.
PORHORAu = (POCHORAu x ENELIM + Σb,of (ERTRu,b,of x POTRu,b,of)) / (ENELIM + ΣpERTRp,u,b)
Donde
ERTRu,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).
POTRu,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:
OPERTRTu,b = ERTRTBu,b × POTERBu,b
donde:
ERTRTBu,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta de terciaria a bajar de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real
POTERBu,b = Precio ofertado para terciaria a bajar para el bloque de energía b
7.2.2 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar con oferta presentada para el proceso de solución de restricciones
La asignación de energía a bajar por seguridad en tiempo real empleando la oferta presentada para el proceso de solución de restricciones, dará lugar a una obligación de pago para la unidad u por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:
OPERTROSu,b = ERTROSBu,b × POSBu,b
donde:
ERTROSBu,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple a bajar de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real
POSBu,b = Precio de la oferta simple a bajar para el bloque de energía b
7.2.3 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar sin oferta
La obligación de pago por la energía asignada a bajar sobre unidades que no han presentado oferta o que han agotado la oferta existente se calcula según la fórmula siguiente:
OPERTRMERu = ERTRMERBu × 0,85 × PMD
donde:
ERTRMERBu = Energía programada a bajar a la unidad u por solución de restricciones en tiempo real, sin oferta aplicable
7.2.4 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar a unidades de adquisición de bombeo
En el caso de unidades de adquisición de bombeo la asignación de energía a bajar por seguridad en tiempo real dará lugar a una obligación de pago adicional por las reservas de energía generadas en el vaso superior de dicha unidad de bombeo que se calcula según la fórmula siguiente:
OPERTRBucb = 0,7 × (ERTRTBu,b + ERTROSBu,b + ERTRMERBu) × PMD
7.3 Sobrecoste de las restricciones técnicas en tiempo real
El sobrecoste de las restricciones técnicas en tiempo real se calculará como la diferencia entre la suma de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago de los apartados 7.1 y 7.2 y el importe de la energía asignada por restricciones técnicas en tiempo real valorada al precio marginal del mercado diario.
El sobrecoste por las restricciones técnicas en tiempo real (SCRTR) será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español.
La obligación de pago de cada unidad de adquisición ua correspondiente al pago del sobrecoste por las restricciones técnicas en tiempo real se calcula según la fórmula siguiente:
OPSCRTRua = SCRTR × MBCua / ∑ua MBCua
8. Intercambios internacionales
8.1 Intercambios de apoyo con precio establecido para el mismo
Los intercambios de apoyo entre sistemas que realice el Operador del Sistema mediante compensación económica por la energía suministrada a través de las interconexiones se anotarán para cada interconexión en la cuenta del Operador del Sistema como derecho de cobro, si es en sentido importador, y como obligación de pago, si es en sentido exportador.
El sobrecoste de los intercambios de apoyo se calculará como la diferencia entre los derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores y el importe de la energía del intercambio valorada al precio marginal del mercado diario.
El sobrecoste por los intercambios de apoyo con precio establecido será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español.
La obligación de pago de cada unidad de adquisición, ua, correspondiente al pago del sobrecoste por los intercambios de apoyo (SCIA) se calcula según la fórmula siguiente:
OPSCIAua = SCIA × MBCua / ∑ua MBCua
8.2 Intercambios de apoyo sin precio
Los intercambios de apoyo que realice el Operador del Sistema mediante devolución de energía se valorarán al precio marginal del mercado diario realizándose una anotación en una cuenta de compensación horaria a efectos de su liquidación de acuerdo con lo establecido en el PO14.6. La anotación será un derecho de cobro, si el intercambio es en sentido importador y una obligación de pago, si es en sentido exportador.
El saldo horario de esta cuenta de compensación se asignará a las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos horarios medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español.
8.3 Intercambios de energía entre sistemas eléctricos por seguridad del sistema
Los intercambios de energía entre sistemas eléctricos por seguridad, programados por restricciones técnicas del PBF o por restricciones técnicas en tiempo real, darán lugar a las siguientes anotaciones según el sentido del intercambio:
Intercambio en sentido importador:
– Derecho de cobro en la cuenta del Operador del Sistema por el importe acordado con el operador del sistema vecino.
– Obligación de pago resultado de importe anterior entre las unidades de adquisición en proporción a sus consumos horarios medidos elevados a barras de central, MBCua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español.
Intercambio en sentido exportador:
– Obligación de pago en la cuenta del Operador del Sistema igual a la suma de los derechos de cobro anotados a las unidades programadas para este intercambio de energía en restricciones técnicas del PBF o de tiempo real, según lo establecido en los apartados 4.1.1. y 7.1.
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
Sí 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
Sí 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:
DCPRDu,s = EPRDSu,s × PMPRDSs
donde:
EPRDSu,s = Energía asignada a subir por el procedimiento de resolución de desvíos a la unidad u en la sesión s
PMPRDSs = Precio marginal de la asignación de energía a subir por el procedimiento de resolución de desvíos en la sesión s
Sí la asignación se realiza por mecanismo excepcional de resolución, el precio a aplicar será el resultado del producto de 1,15 por el máximo precio marginal de la asignación de desvíos a subir en las sesiones de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.
9.2 Gestión de desvíos a bajar
La asignación de energía a bajar por el procedimiento de resolución de desvíos da lugar a una obligación de pago para cada unidad en la sesión s que se calcula según la fórmula siguiente:
OPPRDu,s = EPRDBu,s × PMPRDBs
donde:
EPRDBu,s = Energía asignada a bajar por el procedimiento de resolución de desvíos a la unidad u en la sesión s
PMPRDBs = Precio marginal de la asignación de energía a bajar por el procedimiento de resolución de desvíos en la sesión s
Sí la asignación se realiza por mecanismo excepcional de resolución, el precio a aplicar será el resultado del producto de 0,85 por el mínimo precio marginal de la asignación de desvíos a bajar en las sesiones de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.
10. Regulación terciaria
10.1 Regulación terciaria a subir
La asignación de energía de regulación terciaria energía a subir da lugar a un derecho de cobro para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
DCTERu = ETERSu × PMTERS
donde:
ETERSu = Energía terciaria asignada a subir a la unidad u
PMTERS = Precio marginal de la asignación de terciaria a subir
Sí la asignación se realiza por mecanismo excepcional de resolución, el precio a aplicar será el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal de regulación terciaria a subir de la hora o, en su defecto, por el precio marginal del mercado diario.
10.2 Regulación terciaria a bajar
La asignación de energía de regulación terciaria energía a bajar da lugar a una obligación de pago para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
OPTERu = ETERBu × PMTERB
donde:
ETERBu = Energía terciaria asignada a bajar a la unidad u
PMTERB = Precio marginal de la asignación de terciaria a bajar
Sí 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. Incumplimiento de las asignaciones de gestión de desvíos y terciaria
El cumplimiento del saldo neto de las asignaciones de energía de gestión de desvíos y terciaria se verificará de forma agregada para cada zona de regulación, z, y de forma agregada para las unidades de producción con asignación de gestión de desvíos y energía terciaria del mismo sujeto de liquidación no pertenecientes a zona de regulación, s
12.1 Incumplimiento de asignación neta de gestión de desvíos y terciaria a subir
A efectos de las fórmulas siguientes, las referencias a saldos o sumas de las unidades de programación del sujeto de liquidación, o del sujeto de liquidación, se refieren a los saldos de sus unidades de programación con asignación neta a subir de gestión de desvíos y de terciaria, no pertenecientes a zona de regulación y cuyo saldo de restricciones técnicas en tiempo real es nulo o a subir.
La obligación de pago por incumplimiento de asignación neta de gestión de desvíos y terciaria de la zona de regulación o del sujeto de liquidación se calculará de la forma siguiente.
OPEINCLEBALSz,s = EINCLEBALSz,s x PBALz,s x 0,2
donde:
EINCLEBALSz,s = Energía incumplida de asignación neta de gestión de desvíos y terciaria a subir de la zona z o del sujeto de liquidación s. Se tomará valor cero si en la hora la zona de regulación o el sujeto de liquidación tiene asignado un saldo neto a bajar de energía por restricciones en tiempo real. Sí en la hora la zona de regulación o el sujeto de liquidación tiene saldo a subir de energía de restricciones en tiempo real se considerará que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de gestión de desvíos y terciaria.
La energía incumplida para cada zona de regulación o cada sujeto de liquidación se calculará según la fórmula siguiente:
EINCLEBALSz,s = máx (- STGS z,s, min (0, Σz,s MBCu - EREFSz,s))
Donde:
MBC u, = medida en barras de central, según se establece en el apartado 14.2 de cada unidad de programación integrada en la zona de regulación z o perteneciente al sujeto de liquidación s.
EREFS z,s = Σz,s PHFu + SRTRS z,s + STGS z,s + (ESECSz + ESECBz)
SRTRS z,s = saldo neto a subir de energía de restricciones en tiempo real, de la zona de regulación z o del sujeto de liquidación s, obtenida como suma de la energía de restricciones asignada a cada unidad de programación de la zona de regulación o del sujeto de liquidación.
STGS z,s = saldo neto a subir de la energía de gestión de desvíos y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la zona de regulación o al sujeto de liquidación obtenida como suma de las asignaciones a las unidades u integradas en la zona de regulación z o pertenecientes al sujeto de liquidación s.
PBALz,s = precio medio de la energía asignada a subir por gestión de desvíos y regulación terciaria a las unidades integradas en la zona de regulación z o las unidades pertenecientes al sujeto de liquidación s.
PBALz,s = [Σu (ETERSu × PMTERS) + Σu,s(EPRDSu,s × PMPRDSs)] / [ΣuETERSu+ Σu,sEPRDSu,s]
La obligación de pago por incumplimiento de asignación neta a subir de gestión de desvíos y terciaria del sujeto de liquidación, s, se repartirá entre las unidades de programación u con incumplimiento a subir del sujeto de liquidación, en proporción a su incumplimiento, según la fórmula siguiente:
OPEINCLEBALSu = OPEINCLEBALSs x EINCLEBALSu / Σu EINCLEBALSu,s
Donde:
La energía incumplida a subir de cada unidad de programación u no integrada en la zona de regulación z del sujeto de liquidación s se calculará según la fórmula siguiente:
EINCLEBALS,u,s = Energía incumplida de asignación neta de gestión de desvíos y terciaria a subir de la unidad u del sujeto de liquidación s. Se tomará valor cero si en la hora unidad tiene asignado un saldo neto a bajar de energía por restricciones en tiempo real. Sí en la hora unidad tiene saldo a subir de energía de restricciones en tiempo real se considerará que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de gestión de desvíos y terciaria.
EINCLEBALSu,s = máx (- STGSu,s, min (0, MBCu,s - EREFSu,s))
STGS u,s = saldo neto a subir de la energía de gestión de desvíos y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del sujeto de liquidación s.
EREFSu,s = PHFu,s + SRTRSu,s + STGSu,s
SRTRSu,s = saldo a subir de energía de restricciones en tiempo real, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del sujeto de liquidación s.
12.2 Incumplimiento de asignación neta de gestión de desvíos y terciaria a bajar
A efectos de las fórmulas siguientes, las referencias a saldos o sumas de las unidades de programación del sujeto de liquidación, o del sujeto de liquidación, se refieren a los saldos de sus unidades de programación con asignación neta a bajar de gestión de desvíos y de terciaria, no pertenecientes a zona de regulación y cuyo saldo de restricciones técnicas en tiempo real es nulo o a bajar.
La obligación de pago por incumplimiento de asignación neta de gestión de desvíos y terciaria a bajar se calculará de la forma siguiente:
OPEINCLEBALBz,s = EINCLEBALBz,s x PMD
donde:
EINCLEBALBz,s =Energía incumplida de asignación neta de gestión de desvíos y terciaria a bajar la zona z o del sujeto de liquidación s. Se tomará valor cero si en la hora la zona de regulación o el sujeto de liquidación tiene asignado un saldo neto a subir de energía por restricciones en tiempo real. Sí en la hora la zona de regulación o el sujeto de liquidación tiene saldo neto a bajar de energía de restricciones en tiempo real se considerará que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de gestión de desvíos y terciaria.
La energía incumplida para cada zona de regulación o cada sujeto de liquidación se calculará según la fórmula siguiente:
EINCLEBALBz,s = mín (- STGB z,s, max (0, Σz,s MBCu - EREFBu))
Donde:
MBCu = medida en barras de central, según se establece en el apartado 14.2, de cada unidad de programación integrada en la zona de regulación z o perteneciente al sujeto de liquidación s.
EREFB z,s = Σz,s PHFu + SRTRB z,s + STGB z,s + (ESECSz + ESECBz)
SRTRB z,s = energía de restricciones en tiempo real neta a bajar, de la zona de regulación z o del sujeto de liquidación s, obtenida como suma de la energía de restricciones asignada a cada unidad de programación de la zona de regulación o del sujeto de liquidación.
STGB z,s = saldo neto a bajar de la energía de gestión de desvíos y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la zona de regulación o el sujeto de liquidación obtenida como suma de las asignaciones a las unidades u integradas en la zona de regulación z o perteneciente al sujeto de liquidación s.
La obligación de pago por incumplimiento de asignación neta a bajar de gestión de desvíos y terciaria del sujeto de liquidación, s, se repartirá entre las unidades de programación con incumplimiento a bajar del sujeto de liquidación, en proporción a su incumplimiento según las fórmulas siguientes:
OPEINCLEBALBu = OPEINCLEBALBs x EINCLEBALBu,s / Σu EINCLEBALBu,s
Donde:
La energía incumplida a bajar de cada unidad de programación u no integrada en la zona de regulación z del sujeto de liquidación sl se calculará según la fórmula siguiente:
EINCLEBALBu,s = Energía incumplida de asignación neta de gestión de desvíos y terciaria a bajar de la unidad u del sujeto de liquidación s. Se tomará valor cero si en la hora unidad tiene asignado un saldo neto a subir de energía por restricciones en tiempo real. Sí en la hora unidad tiene saldo a bajar de energía de restricciones en tiempo real se considerará que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de gestión de desvíos y terciaria.
EINCLEBALBu,s = - mín (- STGBu,s, máx (0, MBCu,s - EREFBu,s))
STGBu,s = saldo neto a bajar de la energía de gestión de desvíos y terciaria, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del sujeto de liquidación s.
EREFBu,s = PHFu,s + SRTRBu,s + STGBu,s
SRTRBu,s = saldo a bajar de energía de restricciones en tiempo real, a subir y a bajar, asignada a la unidad u del sujeto de liquidación s.
12.3 Asignación del importe de los incumplimientos de asignación neta de gestión de desvíos y terciaria
La suma de las obligaciones de pago por incumplimientos de energía de gestión de desvíos y/o terciaria (OPEINCLEBAL) 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 ajustes del sistema. 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.
Estas unidades tendrán un derecho de cobro en la hora en concepto de ajuste que se calculará con la siguiente fórmula:
DCINCLEBALu = - OPEINCLEBAL x MBCua / ∑u MBCua
13. Reducción del programa de consumo de energía por órdenes de reducción de potencia
La reducción del consumo horario de energía programado en el mercado para cada unidad de adquisición debida a órdenes de reducción de potencia se liquidará al precio del mercado diario, según lo establecido en la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción
En cada hora con reducción de consumo de energía de una unidad de adquisición, ua, debida a órdenes de reducción de potencia, se anotará un derecho de cobro a la unidad ua que se calcula según la fórmula siguiente:
DCSINTua = ERSINTua x PMD
donde
ERSINTua = Energía elevada a barras de central de la reducción de consumo horario debida a las órdenes de reducción de potencia a consumidores integrados en la unidad ua
PMD = Precio marginal del mercado diario
14. 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).
14.1 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.
14.2 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 establecida en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico obtenida a partir de 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:
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.
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:
MBCua = ƩpaƩnt [MPFCua,pa,nt x (1+CPERREALpa,nt)]
Donde:
MPFCua,pa,nt = Suma de las medidas de la energía consumida en la hora en los puntos frontera de consumidores de la unidad de programación del comercializador o consumidor directo ua con peaje de acceso pa y nivel de tensión nt. Este valor será negativo.
CPRREALpa,not = Coeficiente de liquidación horario para consumos con peaje de acceso pa en nivel de tensión nt.
En cada hora, el coeficiente de liquidación horario CPRREALpa,nt se calculará como:
CPRREALpa,nt = K x CPERNpa,nt
Donde:
K = Coeficiente de ajuste horario. En cada hora, el coeficiente de ajuste horario K se calculará como el correspondiente al último cierre de medidas disponible según la siguiente fórmula:
K = (PERTRA + PERDIS – PEREXP) / PERN
Donde:
PERTRA = Pérdidas horarias medidas en la red de transporte.
PERDIS = Pérdidas horarias medidas en todas las redes de distribución.
PEREXP = Pérdidas horarias asignadas a todas las unidades de exportación.
PERN = ƩuaƩpaƩnt (MPFCua,pa,nt x CPERNpa,nt).
CPERNpa,nt = Coeficiente de pérdidas para puntos de suministro de consumidores con peaje de acceso pa y nivel de tensión nt en el periodo tarifario al que corresponda la hora. Estos coeficientes de pérdidas serán los establecidos en la normativa que corresponda para traspasar la energía suministrada a los consumidores a energía suministrada en barras de central.
En caso de que no se disponga de cierre de medidas, y por tanto no se disponga de medidas de todas las unidades de programación de comercialización y consumidor directo, se calculará el saldo de energía liquidada de los programas y las medidas disponibles en barras de central SALDOENE como:
SALDOENE = MBCprod + MBCimex + MBCliqpot – PHLdemresto
Donde:
MBCprod = Medida liquidada de todas las unidades de generación.
MBCimex = Medida liquidada en barras de central de todas las unidades de importación y exportación.
MBCliqpot = Medida liquidada en barras de central a unidades de adquisición para demanda con liquidación potestativa según el apartado 6.6 del PO 14.1.
PHLdemresto = Programa horario de liquidación de unidades de adquisición para demanda excluida la energía con liquidación potestativa.
Este saldo se asignará de forma proporcional al Programa Horario de Liquidación de cada unidad de programación de comercialización y consumidor directo:
SALDOENEua = SALDOENE x PHLua / Ʃua PHLua
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 PO 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 medida en barras de central de las unidades de programación de comercialización y de consumidores directos se calculará como:
MBCua = PHLua + SALDOENEua + MBCliqpot,ua
Donde:
MBCliqpot,ua = Medida liquidada en barras de central a la unidad de adquisición para demanda ua con liquidación potestativa según apartado 6.6 del PO 14.1.
e. La medida de las unidades de programación genéricas es cero.
14.3 Precio de los desvíos
A efectos de lo dispuesto en el apartado 14.5 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(EPRDSu,s+EPRDBu,s) + ∑u(ETERSu+ETERBu) +∑z (ESECSz+ESECBz)+
+∑i,b(EIITBi,b + EEITBi,b)
14.3.1 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.
Sí SNSB es negativo, el precio horario de los desvíos a subir, a efectos de lo dispuesto en el apartado 14.5, 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.
Sí 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.
14.3.2 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.
Sí SNSB es positivo, el precio horario de los desvíos a bajar, a efectos de lo dispuesto en el apartado 14.5, 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.
Sí 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.
14.4 Cálculo de desvíos
14.4.1 Desvío de las zonas de regulación
El desvío de cada zona de regulación z se calculará con la fórmula siguiente:
DESVz = ∑u (MBCu – PHLu) x 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
14.4.2 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 14.2
PHLu = Programa horario liquidado de cada de cada unidad de producción o de adquisición u, según lo establecido en el apartado 14.1
14.5 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 14.4.1
– El desvío d de cada Sujeto de Liquidación por la actividad de producción sin zona de regulación será la suma de los desvíos de sus unidades de programación no pertenecientes a zona de regulación. El desvío de cada unidad será el calculado en el apartado 14.4.2.
– 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 14.4.2.
– 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 14.4.2.
– 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 14.4.2.
– 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 14.4.2 considerando valor de medida igual a cero.
14.5.1 Desvío positivo
Sí el desvío d calculado según lo establecido en los párrafos iniciales del apartado 14.5. es positivo, el precio a aplicar al desvío d será el precio del desvío a subir, PDESVS, calculado según lo establecido en el apartado 14.3. 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:
a La unidad u o zona z cuya contribución al desvío d haya sido negativa (DESVuz,d < 0) tendrá una obligación de pago que se calculará con la fórmula siguiente:
OPDESVuz,d = DESVuz,d × PMD
b La unidad u o zona z que haya contribuido positivamente (DESVuz,p > 0) al desvío d tendrá un derecho de cobro que se calculará con la fórmula siguiente:
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
14.5.2 Desvío negativo
Sí el desvío d calculado según lo establecido en los párrafos iniciales del apartado 14.5 es negativo, el precio a aplicar al desvío d será el precio del desvío a bajar, PDESVB, calculado según lo establecido en el apartado 14.3. 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:
a. La unidad u o zona z cuya contribución al desvío d haya sido positiva (DESVuz,d > 0) tendrá un derecho de cobro que se calculará con la fórmula siguiente:
DCDESVuz,d = DESVuz,d × PMD
b. La unidad u o zona z que haya contribuido negativamente (DESVuz,d < 0) al desvío d tendrá una obligación de pago que se calculará con la fórmula siguiente:
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
14.5.3 Desvío cero
Sí el desvío d calculado según lo establecido en los párrafos iniciales del apartado 14.5 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 (DESVu,d > 0) tendrá un derecho de cobro que se calculará con la fórmula siguiente:
DCDESVu,d = DESVu,d × PMD
b. La unidad u con desvío negativo (DESVu,d < 0) tendrá una obligación de pago que se calculará con la fórmula siguiente:
OPDESVu,d = DESVu,d × PMD
14.6 Desvíos internacionales entre sistemas
Los desvíos internacionales entre sistemas se calculan como diferencia entre la medida en los puntos frontera con otros sistema eléctricos y el programa acordado entre los operadores de los sistemas. Se valorarán al precio del desvío establecido en el apartado 14.3 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 DIRfrint
donde:
DIRfrint = Desvío internacional en la frontera frint,
Sí 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
Sí 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, 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.
14.7 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 14 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.
Sí 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
Sí 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
14.8 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
15. Fallo de programación de las unidades de programación genéricas
15.1 Obligación de pago por incumplimiento de la obligación de saldo cero en PBF
Tras el preceptivo informe de la CNMC, 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 x 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.
15.2 Obligación de pago por incumplimiento de la obligación de saldo cero en el PHF
Tras el preceptivo informe de la CNMC, 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 x 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.
15.3 Excedente por las obligaciones de pago por fallos de programación
El excedente generado por las obligaciones de pago de los apartados 15.1 y 15.2 se repartirá según el método descrito en el apartado 14.8. Asignación del excedente o déficit de la valoración de los desvíos.
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 14.8.
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 14.3 según su sentido. El importe se repartirá proporcionalmente entre las unidades de programación del enlace según su programa.
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 14.8.
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.
17. Liquidación del control del factor de potencia
Desde la fecha de entrada en vigor del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, el servicio de ajuste de control del factor de potencia, se liquidará según lo establecido en el Anexo III del Real Decreto 413/2014.
P.O. 14.8 SUJETO DE LIQUIDACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN
1. Objeto
El objeto de este procedimiento de operación es establecer las actuaciones necesarias para la correcta asignación de las liquidaciones de las instalaciones de producción al Sujeto de Liquidación que corresponda en cada momento ante el Operador del Sistema, sin perjuicio de lo establecido con carácter general en el Procedimiento de Operación 14.1 y en el Procedimiento de Operación 14.2.
2. Ámbito de aplicación
Este procedimiento de operación es de aplicación a los sujetos de liquidación ante el Operador del Sistema de instalaciones de producción en el sistema eléctrico español, los representantes directos, a los encargados de la lectura de los puntos frontera de instalaciones de producción y al Operador del Sistema.
3. Definiciones
El término «Ley 24/2013» en este procedimiento se refiere a la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
El término «P.O. 14.1» en este procedimiento se refiere al procedimiento de operación P.O. 14.1 Condiciones generales del proceso de liquidación del operador del sistema.
El acrónimo «RAIPEE» en este procedimiento se refiere al registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica establecido en el artículo 21.2 de la Ley 24/2013.
El acrónimo «CIL» en este procedimiento se refiere al Código de Identificación de Liquidación asignado por el Encargado de la Lectura a los efectos, en su caso, de la normativa vigente.
El término «instalación» en este procedimiento se refiere a cada instalación de producción y se identifica por su clave de registro en el RAIPEE y, en su caso, por su CIL.
El término «unidad de programación» en este procedimiento se refiere a las entidades definidas en los procedimientos de operación para la programación de la producción en los sistemas eléctricos.
El término «Sujeto de Liquidación» en este procedimiento se refiere al sujeto responsable financieramente ante el Operador del Sistema de la liquidación de una instalación según lo dispuesto en el P.O. 14.1.
El término «Encargado de la Lectura» en este procedimiento se refiere a la entidad encargada de la lectura de la medida de los puntos frontera de instalaciones de producción de acuerdo con la normativa vigente.
El término «días hábiles» en este procedimiento se refiere a los días definidos como hábiles en el P.O. 14.1.
El término «titular» en este procedimiento se refiere al titular de la instalación de producción o de sus derechos de explotación, y que figure como tal en el RAIPEE.
El término «representante directo» en este procedimiento se refiere al representante del titular que actúa en nombre ajeno y por cuenta ajena de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 6.2 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. En este caso, el sujeto de liquidación es el titular de las instalaciones.
El término «representante indirecto» en este procedimiento se refiere al representante del titular que actúa en nombre propio y por cuenta ajena de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 6.2 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. En este caso, el sujeto de liquidación de las instalaciones del titular es el representante.
4. Responsabilidades
1. El Operador del Sistema será responsable de las siguientes actuaciones:
Gestionar y autorizar las solicitudes para el cambio de sujeto de liquidación de cada instalación.
Gestionar y autorizar las solicitudes para el cambio de representante directo de cada titular.
Gestionar y autorizar las solicitudes para la creación de las unidades de programación que sean necesarias para integrar la energía de las instalaciones en el sistema eléctrico que corresponda conforme a los procedimientos de operación.
Poner a disposición de los sujetos de liquidación:
– las unidades de programación de las que es responsable en cada momento.
– las instalaciones incluidas en cada unidad de programación.
– el tipo de sujeto de liquidación (titular, representante indirecto, comercializador).
– en su caso, su representante directo.
– la fecha efectiva de los cambios en los datos anteriores.
Poner a disposición de los encargados de la lectura los datos del párrafo d) de las instalaciones de las que sea encargado de la lectura.
Poner a disposición del Ministerio de Industria, Energía y Turismo y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y del Operador del Mercado, los datos del párrafo d).
Resolver las reclamaciones sobre los cambios de sujeto de liquidación de una instalación o sobre los datos de una instalación a efectos de la liquidación del Operador del Sistema. Los plazos para presentar reclamaciones serán los establecidos en el P.O. 14.1.
2. El encargado de la lectura será responsable de comunicar al Operador del Sistema el alta o baja de los puntos frontera de los que sea encargado de la lectura.
3. El sujeto de liquidación será responsable de las siguientes actuaciones:
Solicitar al Operador del Sistema que se le autorice como sujeto de liquidación de una instalación mediante el procedimiento electrónico establecido por el Operador del Sistema y aportando la documentación necesaria y las garantías de pago exigibles conforme al procedimiento de operación 14.3, cumpliendo los plazos establecidos por el Operador del Sistema.
Comunicar al Operador del Sistema cualquier cambio en la instalación, y en particular, los cambios de titularidad, aportando la documentación necesaria para la aplicación del cambio.
4. El representante directo será responsable de las siguientes actuaciones:
Solicitar al Operador de Sistema que se le autorice como representante directo de las instalaciones de un titular mediante el procedimiento electrónico establecido por el Operador del Sistema y aportando la documentación necesaria.
Comunicar al Operador del Sistema cualquier cambio en la instalación, en particular, los cambios de titularidad, aportando la documentación necesaria para la aplicación del cambio.
5. Alta y baja de instalaciones
La fecha de alta provisional de una nueva instalación será la fecha de alta de su punto frontera comunicada por el encargado de la lectura, conforme a lo dispuesto en el reglamento unificado de puntos de medida que será modificada posteriormente por la fecha de inscripción en el registro de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas.
El Operador del Sistema asignará el sujeto de liquidación de la nueva instalación desde la fecha de alta según la siguiente precedencia:
1. Sujeto de liquidación que lo haya solicitado y esté autorizado desde la fecha de alta.
2. En su caso, sujeto de liquidación de los CIL con mismo número de identificación del RAIPEE que el nuevo CIL.
3. En su caso, sujeto de liquidación precedente en caso de baja y alta simultánea de los CIL de instalaciones con mismo número de identificación en el RAIPEE.
4. En su caso, representante de referencia que corresponda según la normativa vigente en calidad de representante indirecto.
5. Titular de la instalación.
La fecha de baja provisional de una instalación será la fecha de baja de sus puntos frontera comunicada por el encargado de la lectura, conforme a lo dispuesto en el reglamento unificado de puntos de medida y que será modificada posteriormente por la fecha de cancelación de la inscripción en el registro de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas.
De acuerdo a lo establecido en la normativa vigente no se podrá percibir ningún tipo de retribución por la participación en el mercado de producción de energía eléctrica por los vertidos realizados en fecha anteriores a la fecha de inscripción previa en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
6. Cambio de sujeto de liquidación
1. El cambio de sujeto de liquidación se producirá por deseo del titular de la instalación. Deberá ser comunicado por el nuevo sujeto de liquidación con una antelación mínima de 15 días naturales respecto a la fecha de inicio de operación con otro sujeto de liquidación, sin perjuicio de que la fecha de cambio se retrase hasta el cumplimiento de los requisitos establecidos para autorizar el cambio. Hasta la fecha efectiva del cambio, el anterior Sujeto de Liquidación seguirá siendo responsable financiero de la liquidación de los ingresos y costes aplicables a la instalación y de las garantías de pago.
El nuevo sujeto de liquidación aportará al Operador del Sistema la siguiente información:
Solicitud del cambio, donde hará constar la clave de registro en el RAIPEE y, en su caso, el CIL, así como la unidad de programación en la que solicita la inclusión de la instalación.
La fecha para la que solicita el cambio.
En su caso, poder notarial para actuar como representante en nombre propio y por cuenta del titular de la instalación.
En su caso, declaración de contrato de comercialización de la energía vertida por la instalación.
En su caso, declaración de participación directa como titular.
Poder de representación legal de los firmantes de la solicitud.
Cualquier otra documentación que sea necesaria para acreditar las condiciones que establezca la normativa vigente en cada momento.
Los documentos mencionados se presentarán según modelos definidos por el Operador del Sistema que estarán disponibles en su página web, pudiendo ser ficheros electrónicos con formato común o documentos con firma electrónica.
2. Estarán exentos del cumplimiento de lo indicado en el apartado anterior, los sujetos de liquidación que desempeñen sus funciones de representación en cumplimiento de lo establecido en el art. 53, apartados 2 y 3, del RD 413/2014, de 6 de Junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. En este caso, el Operador del Sistema comunicará a qué comercializador de referencia corresponde la representación de aquellas instalaciones que no cuenten con un representante de acuerdo a lo establecido en los citados apartado 2 y 3 del artículo 53 así como los datos de la empresa titular que figuran en el RAIPEE para que la comercializadora pueda proceder al contacto con el titular de la instalación de producción.
3. El cambio de Sujeto de Liquidación de una instalación no extinguirá las obligaciones de pago que hubiera contraído el sujeto de liquidación anterior, así como las que contrajera en el futuro por liquidaciones pendientes que afecten el periodo en el que era el sujeto de liquidación y se mantendrá la posibilidad de suspensión de las instalaciones del sujeto de liquidación en los casos y condiciones previstas en los procedimientos de operación. Durante el periodo de suspensión, la energía vertida se liquidará a precio de desvío.
4. Cuando un representante, sea o no sujeto de liquidación, desee dejar de representar a un titular de instalaciones, deberá solicitar el cese de la representación, en los mismos plazos que las altas de representación. En ese caso, las instalaciones pasarán a ser representadas, en su caso, por el comercializador de referencia, a no ser que hubiera otro representante al que se le haya aceptado el alta de la representación de esas instalaciones para la misma fecha. El comercializador de referencia recibirá la información necesaria para desempeñar sus funciones con una antelación mínima de 10 días respecto al inicio efectivo de su representación.
7. Cambio de representante directo
En caso de cambio de representante directo de un titular sin cambio de sujeto de liquidación, el nuevo representante directo aportará al Operador del Sistema la siguiente información:
La fecha para la que solicita el cambio.
En su caso, poder notarial para actuar como representante en nombre ajeno y por cuenta ajena.
Poder de representación legal de los firmantes de la solicitud.
Cualquier otra documentación que sea necesaria para acreditar las condiciones que establezca la normativa vigente en cada momento.
Los documentos mencionados se presentarán según modelos definidos por el Operador del Sistema que estarán disponibles en su página web, pudiendo ser ficheros electrónicos con formato común o documentos con firma electrónica.
8. Aplicación de cambios normativos
El Operador del Sistema podrá realizar cambios de sujeto de liquidación o de asignación de instalaciones a unidades de programación sin el trámite de solicitud en los casos de cambios fijados en la normativa de liquidación de instalaciones de producción y en los términos que se determinen en dicha normativa.
El Operador del Sistema comunicará a los agentes afectados y a la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia la aplicación de este apartado y el motivo en un plazo máximo de cinco días hábiles.
9. Cambio por error
En el caso de que una instalación haya sido asignada erróneamente a una unidad de programación o a un sujeto de liquidación, el Operador del Sistema procederá a subsanar el error lo antes posible. En todo caso, la fecha efectiva de cambio será posterior a la última fecha de la que exista cierre de medidas definitivo, según lo establecido en los correspondientes procedimientos de operación.
En estos casos, será de aplicación lo dispuesto en el artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
10. Fusiones y absorciones
Cuando un representante directo o indirecto se vea afectado por fusiones y/o absorciones, de forma que la empresa que solicita continuar con la representación no tenga el mismo CIF que el representante que ha acreditado tal condición mediante poderes notariales otorgados por los titulares, deberá presentar nuevos poderes notariales otorgados por los titulares de las instalaciones. En particular, cuando en un grupo empresarial una empresa que realiza la actividad de representación, deja de hacerlo para que asuma esa función otra empresa del grupo, se deberán presentar los poderes notariales de los titulares de la misma forma y con los mismos requerimientos y plazos que se exigen para cualquier cambio de representante.
De la misma forma, cuando una instalación actúe representada y cambie el titular, deberá presentar nuevo poder notarial otorgado por el nuevo titular. En caso de no hacerlo, el Operador del Sistema tramitará de oficio el paso al comercializador de referencia en los casos en los que sea aplicable.
Pruebas para la participación activa en el servicio de regulación secundaria
1. Introducción
En este documento se recogen los requisitos previos y los protocolos de las pruebas que deben ser superadas para la habilitación de proveedores en el servicio de ajuste del sistema de regulación secundaria.
2. Solicitud de habilitación para proveer el servicio de regulación secundaria
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