Resolución de 6 de mayo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueban las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica para su adaptación de los límites de oferta a los límites de casación europeos

La Sala de la Supervisión Regulatoria, de acuerdo con la función establecida en el artículo 7.1.c de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019 y desarrollada a través de la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema, y en cumplimiento de lo establecido en el artículo 23 de dicha circular, acuerda emitir la siguiente resolución:

Antecedentes de hecho

Primero.

La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-Ley 1/2019, en su artículo 7, acerca de la supervisión y control en el sector eléctrico y en el sector del gas natural, determina en su apartado primero la potestad de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de establecer, mediante circular, las metodologías relativas al acceso a las infraestructuras transfronterizas, incluidos los procedimientos para asignar capacidad y gestionar la congestión en los sectores de electricidad y gas. Asimismo, atribuye a este organismo la potestad de determinar las reglas de los mercados organizados en su componente normativa en aquellos aspectos cuya aprobación corresponda a la autoridad reguladora nacional de conformidad con las normas del derecho europeo.

En fecha 2 de diciembre de 2019, se publicó en el «Boletín Oficial del Estado» la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema.

La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador de mercado deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea.

Asimismo, en el punto 5 del artículo 10, establece que el operador del mercado, en coordinación con el resto de operadores del mercado, tendrá en cuenta, a la hora de realizar la casación del mercado, lo previsto en el Plan de funciones conjuntas de los operadores de acoplamiento de mercado, en el algoritmo de acoplamiento de mercados, en el procedimiento de contingencia, en la definición de productos negociables y en los límites de precios del mercado, según lo indicado en los artículos 7, 36, 37, 40, y 41 del Reglamento (UE) 2015/1222.

Segundo.

En lo referente a los límites de precio de mercado, cabe destacar que el Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad establece en su artículo 10 como principio general que no habrá un límite máximo ni un límite mínimo para los precios al por mayor de la electricidad, sin menoscabo de que los operadores de mercado puedan aplicar límites técnicos armonizados suficientemente altos para no restringir el comercio. Indica además que los operadores de mercado aplicarán un mecanismo transparente para ajustar automáticamente los límites técnicos de las ofertas a su debido tiempo en caso de que se prevea alcanzar los límites fijados.

A tal fin la Agencia europea para la cooperación de reguladores de energía (ACER) en su Decisión 4/2017 estableció unos límites de precio de casación de -500 €/MWh y +3000 €/MWh en el mercado diario, y de -9.999 y 9.999 €/MWh en el mercado intradiario continuo, con unas reglas para ampliarlo en caso necesario. Estos límites de casación están implementados en el algoritmo de mercado diario e intradiario continuo y aplican igualmente a todas las zonas de precio incluyendo la zona de precio española y portuguesa desde su entrada en vigor.

Tercero.

El operador de mercado del MIBEL (OMIE) llevó a cabo entre el 8 de noviembre 2019 y el 8 de diciembre de 2019, una consulta pública sobre la adaptación de los límites de ofertas en los mercados diario e intradiario, en la que atendiendo a la literalidad del artículo 10 del Reglamento (UE) 2019/943, se propuso una regla de actualización a los límites de oferta del mercado diario e intradiario. La respuesta de los participantes de mercado fue dispar, respondiendo a los intereses y riesgos que percibía cada uno de ellos. Así, mientras que los «traders» y grupos dominantes verticalmente integrados consideraban insuficiente y preferían igualar los límites de oferta al límite actual de casación (-500 €/MWh y -3000 €/MWh), los comercializadores independientes, grandes consumidores y algunos representantes preferían mantener una regla de actualización progresiva desde un valor inferior.

Cuarto.

Si bien la redacción del mencionado artículo 10 del Reglamento (EU) 2019/943 es imprecisa, se considera que el principio general del mencionado reglamento es alcanzar una plena armonización, no solo con respecto a los límites de los precios de casación sino también con los límites de los precios de las ofertas.

Quinto.

A este respecto, el pasado 15 de diciembre de 2020, OMIE inició un nuevo periodo de consulta pública que finalizó el 16 de enero de 2021, referente a una propuesta de revisión de las Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica, siguiendo el procedimiento de aprobación descrito en el artículo 23 de la Circular 3/2019 aplicable a metodologías, condiciones, reglas de funcionamiento de los mercados y procedimientos de operación y proyectos de demostración.

Sexto.

Una vez analizado los comentarios recibidos de los sujetos interesados y a la vista de los mismos, OMIE configuró una nueva propuesta de las reglas de mercado, que publicó en su página web con fecha 4 de febrero de 2021, y remitió a las entidades reguladoras del MIBEL, junto a los comentarios recibidos en la consulta pública y la correspondiente memoria justificativa de los cambios finalmente introducidos en la propuesta final. Esta propuesta revisada tuvo entrada en el registro de la CNMC el día 4 de febrero de 2021.

Séptimo.

Con fecha 8 de marzo de 2021, y de acuerdo con la Disposición Transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se dio trámite de audiencia, enviando al Consejo Consultivo de Electricidad la «Propuesta de resolución por la que se aprueba las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica para su adaptación de los límites de oferta a los límites de casación europeos». Asimismo, en esa misma fecha, en cumplimiento del trámite de información pública, se publicó en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la citada propuesta de resolución para que los sujetos formularan sus alegaciones hasta el 8 de abril.

Octavo.

Con fecha 8 de marzo de 2021, se remitió la propuesta de resolución a la Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al respecto.

Noveno.

Con fecha 8 de marzo de 2021, se remitió la propuesta de modificación al Consejo de Reguladores del MIBEL, para que aportaran sus comentarios al respecto, emitiendo su apoyo el 28 de abril de 2021 a la modificación de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario. No obstante, se ha solicitado en el marco del citado Consejo, un mayor plazo al propuesto de 30 días para la entrada en vigor de las mencionadas reglas para facilitar la implementación nacional de los cambios en Portugal.

Fundamentos de Derecho

Primero. Habilitación competencial para aprobar este procedimiento.

La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador de mercado deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea, y presentar las propuestas necesarias para asegurar el buen funcionamiento del mercado mayorista de electricidad.

El objetivo principal de esta propuesta de revisión de Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica es adaptar su contenido al artículo 10 del Reglamento (UE) 2019/943.

Por otro lado, la Circular 3/2019, en su artículo 23, asigna a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la función de aprobar reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.

Segundo. Síntesis de los cambios propuestos por el operador del mercado.

Si bien la revisión de las reglas de mercado diario e Intradiario ha venido motivada por la necesidad de adaptar los límites de precio de oferta al Reglamento (UE) 2019/943, también incorpora cambios adicionales frente a la versión vigente tanto de carácter general como específicos. Los cambios más relevantes son los siguientes:

Estos nuevos límites de oferta que abren la posibilidad de precios negativos requieren, a su vez, introducir otros cambios o consideraciones:

– Se adapta la liquidación de cobros y pagos y la valoración de garantías para adaptarlas a precios negativos. Así en la estimación del pago máximo se tendrá en cuenta no sólo las ofertas de compra a precio positivo sino también las ofertas de venta a precio negativo.

– Se elimina la condición compleja de indivisibilidad.

– Se limita a valores positivos los términos fijo y variable de la condición de oferta de ingresos mínimos y pagos máximos.

– Se introduce un aviso en aquellos casos en los que las ofertas introducidas superen un determinado umbral de notificación de precio de oferta al mercado diario con valores de -150 y 1.500 €/MWh.

– Se habilita la posibilidad de que los agentes puedan indicar el precio de las ofertas que se introducen de forma automática en el sistema provenientes de posiciones abiertas de unidades de contratación a plazo, y de las unidades genéricas que intervienen en los contratos bilaterales.

– En aquellos casos en los que en zona de precio portuguesa o española se obtenga en alguna hora un precio fuera del rango -150 €/MWh a 1500 €/MWh, se procede a abrir el libro de ofertas para todas las zonas de precio europeas, permitiendo a los agentes modificar voluntariamente sus ofertas y proceder a una segunda casación («second auction»). Las ofertas modificadas no podrán superar el rango anteriormente mencionado de -150 €/MWh a 1500 €/MWh.

– Se dispone que cada unidad de oferta se corresponda con una única unidad de programación, y se da un plazo de seis meses para su cumplimiento.

– Se incorpora una obligación de información de carácter técnico para las unidades de oferta de comercializadoras que vendan energía adquirida a productores mediante contratos bilaterales, de tal forma que se pueda conocer la tecnología y potencia asociada.

– Se facilita la gestión de la hibernación de unidades de oferta en el mercado continuo que puede resultar de utilidad en casos de indisponibilidad en periodos de mantenimiento de la plataforma de negociación para evitar su casación en un momento en el que el sistema se encuentre inestable.

– Se eliminan las referencias a limitaciones zonales, en línea con el cese de publicación de limitaciones zonales por parte de los operadores de sistema.

– Se permite la declaración de indisponibilidad de unidades de adquisición, en línea con los cambios recientes en los procedimientos de operación del operador del sistema.

– En el cálculo de la fecha de pagos se considerará los días inhábiles bancarios declarados por el Banco de España y por la entidad financiera donde figura la cuenta bancaria para cobros.

– La fecha de cobros se traslada con carácter general, al siguiente día hábil posterior al de pagos, evitando así que coincidan ambos días.

– Se sustituye el índice de tipo de interés EONIA por el €STR como referencia en el cálculo de los intereses de demora.

– Se habilita un período de subsanación para reponer las garantías requeridas a aquellas empresas de un mismo grupo empresarial acogidas a la consolidación de cobros y pagos, en aquellos casos en que impagos de terceros minoren sus derechos de cobro.

– Se habilita la repercusión a los agentes los intereses de saldos negativos y otros posibles cargos por los saldos de efectivo que la entidad bancaria pudiera aplicar. Se establece además un límite al importe máximo a aportar para depósito para pagos.

– Se habilitan medios electrónicos para la formalización y comunicación de garantías, y se establecen unas vigencias mínimas para los instrumentos presentados como garantías electrónicas y físicas.

– Se obliga a los agentes a suministrar al operador del mercado cualquier información de carácter fiscal relevante de cara a su facturación, haciendo mención explícita a la relativa a la aplicación de la reducción prevista para algunas instalaciones en el impuesto de electricidad.

– Se pone a disposición de los agentes toda la información de facturación que les pudiera ser de utilidad de cara a sus auditorías contables.

– Se han actualizado las referencias legales para reflejar las nuevas competencias asumidas por la CNMC.

– Se adapta los plazos de comunicación de las capacidades firmes en las fronteras a las establecidas en las metodologías de cálculo de capacidad derivadas del Reglamento (UE) 2015/1222.

La propuesta del operador del mercado dispone su entrada en vigor el primer martes hábil una vez cumplidos 45 días desde la aprobación de la resolución de la CNMC mediante la cual se aprueben esta nueva versión de las reglas de mercado, habilitando así un período suficiente para que los agentes puedan realizar pruebas y adaptar sus procedimientos.

Tercero. Consideraciones sobre las modificaciones propuestas.

Se detalla a continuación las consideraciones relativas a aquellos cambios que se consideran relevantes o que han suscitado comentarios por parte de los agentes:

La propuesta del operador del mercado sustituye los límites técnicos de precios de las ofertas actualmente existentes en el MIBEL de 0 y 180 €/MWh por los límites de casación acordados por ACER en sus Decisiones 4/2017 y 5/2017, de 14 de noviembre, para la armonización de precios de casación máximos y mínimos para el mercado diario e intradiario.

Si bien no todos los sujetos se han pronunciado al respecto en este trámite de audiencia de OMIE, algunos han considerado adecuada la propuesta de armonización mientras que otros han indicado que esta modificación únicamente debería adoptarse en el mercado intradiario continuo siendo más favorables al establecimiento de un mecanismo automático de adaptación progresiva de los límites para los mercados de subasta. Este comentario ha sido planteado nuevamente en el trámite de audiencia de la CNMC.

A este respecto cabe señalar que, si bien se han venido discutiendo diferentes alternativas que dieran respuesta a lo requerido en el artículo 10 del Reglamento (UE) 2019/943, la propuesta del operador del mercado permite un mayor alineamiento con los límites actuales de oferta del resto de zonas de precio de Europa y un mayor ajuste con el principio general de armonización del Reglamento, por lo que se considera adecuada.

La ampliación de los límites de oferta trae como consecuencia que el proceso de validación de garantías tenga que considerar ofertas de venta a precios negativos en el cálculo de pagos máximos, junto con las ofertas de compra que podrán presentarse a precios mucho más elevados.

A este respecto algún agente sugirió en el trámite de consulta de OMIE la posibilidad de que el cálculo de garantías exigibles considerase la estimación de precios de cada hora en vez del precio ofertado. Esta posibilidad no fue incorporada por OMIE en la propuesta final. Esta Comisión considera que efectivamente no procede su inclusión, ya que los agentes de mercado deben ser responsables del precio que establecen en sus ofertas y considerar en su caso la probabilidad de alcanzar precios elevados, mientras que el mecanismo de garantías de OMIE debe asegurar que existan garantías suficientes en caso de que se alcancen dichos precios, que permita cubrir los pagos a los agentes vendedores.

En relación con el mecanismo de garantías un agente sugirió en el trámite de consulta de OMIE la posibilidad de integrar las garantías requeridas para la negociación en el mercado continuo con las garantías requeridas en la participación de subastas diaria e intradiarias. Dicha posibilidad no fue incorporada por OMIE en la propuesta final de reglas. Esta Comisión considera que no procede su incorporación ya que hace falta una reserva de garantías específicas para la plataforma de negociación continua, de manera que pueda funcionar de forma independiente y no se vea afectada por la congelación temporal de garantías efectuada en los procesos de preparación de subastas.

La propuesta de reglas introduce un aviso para los sujetos en aquellos casos en los que las ofertas introducidas superen un determinado umbral de notificación de precio de oferta al mercado diario con valores de -150 y 1.500 €/MWh. Teniendo en cuenta el impacto para el mercado que puede suponer un error en la introducción de las ofertas, se considera que la introducción de estos avisos es conveniente, especialmente en los primeros meses de implantación de los nuevos límites.

No obstante, cabe plantearse si los niveles fijados en la propuesta son adecuados o conviene comenzar con unos precios más ajustados en una primera fase. A este respecto, en el trámite de audiencia de la CNMC algún agente ha propuesto la posibilidad de incorporar limites adicionales personalizados. Si bien esta opción sería de utilidad, podría penalizar en exceso el rendimiento de los tiempos de validación de ofertas lo que puede no ser factible en procesos que cuentan con unos plazos muy ajustados. Por ello, se ha considerado aconsejable en una primera fase, establecer un límite único más ajustado para las subastas de mercado diario e intradiario entre -20 €/MWh y 200 €/MWh, y dejar el limite propuesto de -150 €/MWh y 1500 €/MWh para el mercado intradiario continuo, siendo modificables estos límites por el operador de mercado mediante instrucción y previa comunicación a la CNMC, siempre que la evolución del mercado lo justifique.

La propuesta de reglas elimina la condición compleja de invisibilidad ya que esta condición solo aplica en situación de reparto cuando el precio es 0 €/MWh dando prioridad a estos bloques. Con el cambio de los límites de precios de oferta, el precio de 0 €/MWh no representa el mínimo por lo que no resulta necesaria esta condición.

Si bien un agente ha indicado que convendría abordar esta modificación conjuntamente con la revisión de las condiciones complejas, cabe señalar que la condición de indivisidibilidad no se ha aplicado en los últimos años, por lo que esta Comisión no ve inconveniente en eliminarla.

Surgieron algunas dudas relativas en el trámite de consulta de OMIE a este proceso de «second auction» que se activa cuando el precio de casación se sitúa fuera del rango -150 €/MWh a 1500 €/MWh. Con el fin de evitar interpretaciones, la propuesta final incorpora los detalles necesarios en el apartado 5 de su anexo II donde se aclara que la apertura del libro de ofertas es para todas las zonas de precio europeas, y que la modificación de ofertas es voluntaria de tal forma que las ofertas no modificadas que superasen el rango anteriormente mencionado seguirían siendo válidas para la segunda casación.

Finalmente cabe destacar que en el momento de elaboración de esta resolución se están revisando los procedimientos de operación europeos en lo referente a los tiempos de cada una de las fases de la operación de la sesión del mercado diario, en concreto se está analizando el procedimiento donde se especifica el periodo extraordinario para la recepción de ofertas cuando se produce una situación de «second auction». Puesto que aún no se ha establecido la fecha exacta de la puesta en producción de los nuevos tiempos, resulta conveniente modificar en la propuesta de reglas, la referencia al periodo de reapertura de la recepción de ofertas que se incluía en el anexo 2 de las mismas, que indicaba que este tiempo sería de «10 minutos» por una referencia a los procedimientos de operación europeos donde se establece dicho periodo.

La propuesta modifica la regla 12.ª de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica, de tal forma que cada unidad de oferta, sea de venta o de compra, deba corresponderse con una unidad de programación, eliminándose la opción actualmente permitida de asociar más de una unidad de programación a una unidad ofertante.

Algún agente en el trámite de consulta de OMIE considera que esta medida, si bien simplificaría los procesos de intercambio de información hacia el Operador de Sistema (al no resultar ya necesario indicar el desglose de cada unidad de oferta), podría llevar a un exceso innecesario del número de unidades de oferta en mercado, y a modificar los procedimientos de operación del operador del sistema, y que por tanto sería preferible limitar dicha obligación aquellas unidades de programación afectadas por el apartado 2 del artículo 21 del Real Decreto 960/2020 que regula el régimen económico de energías renovables.

Esta Comisión considera que, tal como indica OMIE en sus argumentos, este tipo de operativa es utilizada a día de hoy por muchos agentes, y que por tanto, no requiere una adaptación de los procedimientos de operación. Asimismo, el impacto debería ser limitado, ya que, a día de hoy, sólo un pequeño porcentaje de unidades de oferta corresponde a más de una unidad de programación: 30 unidades de oferta de un total de 1.500, es decir, un 1,55 % del total de unidades de oferta en el mercado. Y por otro lado proporciona simplicidad a los procesos de intercambio de información con el operador de sistema, mejora la transparencia y la supervisión de los mercados.

Cabe señalar que, a propuesta de un agente de mercado, la versión final ha ampliado a seis meses (inicialmente 4 meses) el plazo dado desde la entrada en vigor de las nuevas reglas de mercado, para que los agentes se adapten a dicho requerimiento.

En el tramite audiencia CNMC, REE sugiere la conveniencia de desarrollar un proceso automático para el intercambio de esta información de carácter estructural entre OMIE y el OS. Esta Comisión considera de gran interés dicha mejora, ya que eliminaría el proceso actual de envíos por correo, y agilizaría los procesos de intercambio de información entre ambos operadores. En cualquier caso, esta mejora no debería condicionar el paso a una relación única de unidad de oferta por unidad de programación que es una posibilidad que existe a día de hoy.

Ante las dudas manifestadas por algunos agentes en el trámite de consulta del OMIE acerca del tipo de información requerida sobre las comercializadoras que venden energía adquirida a productores, se ha señalar que la información solicitada es de carácter técnico, y que pretende identificar a las unidades de producción asociadas a las unidades de oferta de comercializadoras que vendan energía adquirida a productores mediante contratos bilaterales. Esta comisión considera que es una información necesaria, ya que permite conocer el origen físico de tales energías.

Sobre la posibilidad de que esta información pudiera transferirse directamente al operador del mercado desde el operador de sistema, si bien es una alternativa que podría incluirse en futuros procedimientos de información entre ambos operadores, se considera adecuado comenzar incorporando dicha obligación, que es de carácter puntual, directamente a las comercializadoras.

En relación con la actividad de comercializadores que venden energía adquirida a productores, algún agente sugirió la posibilidad de aplicarle una regla similar a la regla 9.3 sobre baja sobrevenida de un agente representante, al amparo de la cual las instalaciones de producción afectadas pasan a ser representadas por el comercializador de referencia correspondiente. Cabe señalar que dicha regla obedece a lo dispuesto en el Real Decreto 413/2014 y la Circular 1/2017 de la CNMC y por tanto no hay amparo normativo a dicha posibilidad en el caso de baja de un comercializador que venda energía.

Tal como propuso un agente en el trámite de audiencia de OMIE, la versión final de reglas habilita un período de subsanación de 60 minutos para reponer las garantías requeridas a aquellas empresas de un mismo grupo empresarial acogidas a la consolidación de cobros y pagos, en aquellos casos en que impagos de terceros hayan minorado sus derechos de cobro. Esta Comisión considera apropiada dicha medida.

De acuerdo a la regla 30.5, si tras la publicación de programa diario base de casación, se observase en tiempo útil un error en el proceso de casación, OMIE, previa consulta con los operadores del sistema ibérico, procederá a repetir el proceso de casación de forma desacoplada con el resto de mercados europeos, manteniendo el flujo en la interconexión entre España y Francia resultado del proceso de casación previo. Se obtendrá así un nuevo despacho, pero a la vez, se mantendrá el flujo de la interconexión entre España y Francia obtenido en el proceso de casación común realizado anteriormente con el resto de mercados europeos.

El volumen de rentas de congestión calculado a efectos de su reparto con el sistema francés considerará el precio obtenido en la primera casación europea común, y no coincidirá con el excedente económico que surja de los cobros y pagos entre los participantes de mercado, que vendrá determinado por el precio de la segunda casación desacoplada. Cabe recordar además que, este precio de la segunda casación será utilizado para remunerar los derechos de capacidad a largo plazo.

Por todo ello, el operador del sistema ha manifestado en el trámite de alegaciones de OMIE la conveniencia de que esa diferencia se financie con cargo a las rentas de congestión. Esta Comisión entiende que efectivamente esa diferencia económica que se ha producido para hacer firme el flujo de la interconexión, debería ser considerada como un destino preferente en los usos de las rentas de congestión tal como se definen en el artículo 19(4) del Reglamento (UE) 2019/943.

La propuesta del operador del mercado contempla su entrada en vigor el primer martes hábil una vez cumplidos 45 días desde la aprobación de la resolución de la CNMC mediante la cual se aprueben esta nueva versión de las reglas de mercado. Si bien se planteó la posibilidad de modificar este plazo al primer martes siguiente a los 30 días naturales, en coherencia con las últimas disposiciones aprobadas sobre el mercado y la operación del sistema, se ha optado finalmente por dejar el plazo de 45 días, para facilitar la implementación de las modificaciones en el entorno del MIBEL.

Algunos agentes han comentado en el trámite de audiencia de OMIE la necesidad de incorporar en estas reglas la participación de tecnología de almacenamiento tanto de forma aislada como de forma hibridada con instalaciones de generación o consumo, recordando que a día de hoy las instalaciones de bombeo son las únicas instalaciones de almacenamiento que pueden participar presentando ofertas tanto de compra como de venta.

También, han alegado que debería tenerse en cuenta que existe la posibilidad de que los comercializadores presenten en determinados momentos un saldo neto de venta, bien por vertidos de autoconsumo o bien por descarga de instalaciones de almacenamiento, lo cual también debería estar contemplado en las reglas. Adicionalmente, también han indicado que debería contemplarse las reglas que resultarán de aplicación al agregador.

Esta Comisión comparte esta necesidad por lo que se le solicita al operador del mercado que contemple las modificaciones precisas necesarias a este respecto en una próxima revisión de reglas, en coordinación con las modificaciones que se precisen en los procedimientos de la operación del sistema a este respecto.

Se han recibido varios comentarios en el trámite de audiencia de OMIE por parte de agentes de mercado que no han sido incluidas en la propuesta final. Algunos de estos comentarios no se refieren a aspectos que han sido objeto de revisión en la propuesta de reglas sometida a consulta o, responden a visiones particulares o, han sido objeto de debate en revisiones anteriores o, corresponden a metodologías o normativa que quedan fuera del ámbito de las reglas del mercado. Tal es el caso de la simplificación de numero de subastas, la eliminación de validación en la aceptación de ofertas de limitaciones recibidas de los operadores de sistema, la posibilidad de agregar tecnologías térmicas en una misma unidad de oferta, la posibilidad de utilizar en las zonas de precio ibéricas los tipos de oferta «block order» y «complex block order», la flexibilización de los portafolios y negociación de unidades de oferta en ambos sentidos, la apertura efectiva de la negociación del continuo con Francia desde las 15:00 del día D-1, la revisión de la limitación a la representación de operadores dominantes, la implementación de un mercado de capacidad, la desaparición de PVPC, la composición del Comité de Agentes de Mercado, uso de certificados nominativos, etc.

Esta Comisión entiende por tanto que no es oportuna su incorporación en esta revisión de reglas, sin menoscabo de que algunos de esos comentarios puedan ser analizados en la futura evolución normativa del mercado.

Resulta de cierta relevancia la duda planteada por un agente sobre si las reglas objeto de aprobación permiten el alta de unidades de oferta para baterías de almacenamiento puro (sin hibridar). A este respecto, se considera que efectivamente dichas reglas permiten esa posibilidad de forma análoga a como se permiten unidades de almacenamiento tipo bombeo puro.

Cabe mencionar finalmente que algunos agentes mencionaron la conveniencia de disponer de una hoja de ruta a nivel del Mibel con los cambios previstos derivados de la normativa europea como es el caso de la programación cuarto horaria. Sin que esto sea objeto de revisión de la propuesta de reglas de mercado, OMIE ha indicado a este respecto en los comentarios realizados sobre estas alegaciones, su voluntad de mantener publicado en su web el calendario con los hitos para los próximos años con la información más completa y actualizada posible.

En este sentido, la CNMC coincide en la importancia de que el operador del mercado publique y mantenga actualizada esta hoja de ruta y que se hagan los seminarios web oportunos que permitan una participación activa de los sujetos en la planificación y consideración de los cambios que se precisen. Asimismo, se le solicita al operador del mercado a que la actualización de esta hoja de ruta se realice en coordinación con la Hoja de Ruta del operador del sistema del Mercado Interior de la Energía del sistema eléctrico peninsular español ⁽¹⁾.

⁽¹⁾ https://www.esios.ree.es/es/pagina/informacion-sobre-implementacion-de-los-codigos-de-red-de-mercados

Esta Resolución por la que se aprueba la revisión de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario, contiene en el anexo I las reglas de mercado remitidas por el operador del mercado que, de acuerdo con las consideraciones arriba formuladas, incorporan los nuevos umbrales de notificación según se indica en el apartado tercero.3 anterior. Asimismo, incorpora en el anexo 2 de las reglas una referencia a los procedimientos de operación europeos donde se establece el periodo de reapertura de la recepción de ofertas.

Por cuanto antecede, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, resuelve:

Primero.

Aprobar las Reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario.

Segundo.

La presente resolución surtirá efectos al día siguiente de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

La presente resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado», en cumplimiento de los establecido en el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC y se notificará al operador del mercado y al operador del sistema.

Madrid, 6 de mayo de 2021.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Joaquim Hortalà i Vallvé.

ANEXO I. Reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad

PREÁMBULO

I) En virtud del artículo 28 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico el operador del mercado y el operador del sistema asumen las funciones necesarias, para realizar la gestión económica referida al eficaz desarrollo del mercado mayorista de electricidad y la garantía de la gestión técnica del sistema eléctrico. El artículo 29 encomienda al operador del mercado la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en los mercados diario e intradiario.

II) La normativa vigente establece que los productores, comercializadores, consumidores, directos y los representantes, para poder participar en el mercado, deberán cumplir los requisitos siguientes:

III) Para realizar la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en los mercados diario e intradiario contemplada en el apartado I anterior, es preciso establecer las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado. Estas reglas cumplen con el mandato de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y a ellas se adhieren expresamente los compradores y vendedores en los mercados por medio de la suscripción del correspondiente Contrato de Adhesión, en los términos recogidos en el anexo 3 de la presente disposición.

IV) El Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa, hecho en Santiago de Compostela el 1 de octubre de 2004, que regula el mercado ibérico de la energía eléctrica (MIBEL), ha aprobado una nueva estructura organizativa en virtud de la cual el Operador del Mercado Ibérico (OMI) pasa a convertirse en una entidad compuesta por dos sociedades matrices o tenedoras, con participaciones cruzadas entre sí del 10 %, y ostentando asimismo cada una de ellas la propiedad de un 50 % en el capital de dos sociedades gestoras del mercado, la sociedad gestora española OMI, Polo Español S.A. (OMIE), el mercado spot y operando la sociedad gestora portuguesa, OMI-Polo Portugués, SGMR (OMIP), el mercado a plazo. Adicionalmente, OMIClear se configura como entidad de contrapartida central.

En cumplimiento de lo dispuesto en el citado Convenio, con fecha de efectividad 1 de julio de 2011, ha concluido el proceso de segregación que afecta al Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español, S.A., (OMEL) y que ha supuesto la transmisión en bloque de la rama de actividad consistente en la operación del mercado de electricidad, desarrollada hasta la citada fecha por OMEL, a favor de OMI, Polo Español S.A. (OMIE).

En virtud de lo anteriormente expuesto, desde 1 de julio de 2011, la sociedad OMI-Polo Español, S.A.U. (OMIE), ha asumido la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el mercado spot de energía eléctrica en el ámbito del MIBEL.

El mercado a plazo incluirá las transacciones referidas a bloques de energía con entrega posterior al día siguiente de la contratación. El intercambio de información necesario para la integración de las posiciones con entrega física del mercado a plazo en el mercado diario se establecerá por acuerdo entre OMIP y OMIE.

El Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión de 24 de julio de 2015 por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de la congestión (CACM), publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea el 25 de julio de 2015, incluye como uno de sus objetivos primordiales la creación de un acoplamiento único diario e intradiario en el ámbito de la Unión Europea. Como consecuencia de tal normativa, el 13 de mayo de 2014 se produjo la ejecución del acoplamiento completo del mercado diario de electricidad gestionado por OMIE, en su calidad de operador del mercado ibérico, a través de la aplicación de la solución Price Coupling of Regions (PCR).

Asimismo, el citado reglamento regula una serie de funciones respecto a la actividad del agente de transporte («shipping agent») que debe desarrollar el operador del mercado de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre y la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

La publicación del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo, ha supuesto la modificación del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, reconociéndose como contraparte central de las compras y ventas del mercado al operador del mercado, todo ello, en aplicación de lo previsto en el Reglamento (UE) 2015/1222, desarrollo de la normativa comunitaria derivada del Reglamento (CE) n.º 714/2009, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009 relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad.

Finalmente, la Orden IET/2732/2015, de 11 de diciembre, ha designado a OMIE, como operador designado para el mercado eléctrico (NEMO), al amparo de lo previsto en el citado Reglamento (UE) 2015/1222.

CAPÍTULO PRIMERO. Reglas generales

Regla 1.ª El mercado mayorista de electricidad.

El mercado de mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercados intradiarios, los servicios de ajuste y de balance y los mercados no organizados.

En el mercado diario se llevan a cabo las transacciones de compra y venta de energía eléctrica para el día siguiente. Las sesiones de contratación del mercado diario se estructuran en periodos de programación equivalentes a una hora natural, considerando como horizonte de programación los 24 periodos de programación consecutivos de la Hora Europea Central (CET), o 23, o 25 en los días de cambio de hora oficial. También puede producirse en el mercado diario la entrega física de la energía negociada en los mercados organizados a plazo.

Los mercados intradiarios tienen por objeto atender la oferta y la demanda de energía que se pueda producir, en las horas siguientes, con posterioridad a haberse fijado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD).

Regla 2.ª El operador del mercado diario e intradiarios.

OMI-Polo Español S.A. (OMIE), como operador designado para el mercado eléctrico por la Orden IET/2732/2015, de 11 de diciembre, es el responsable de la gestión económica del sistema referida a los Mercados diario e intradiarios. Le corresponde recibir las ofertas de compra y venta de energía eléctrica, efectuando la gestión de las mismas, así como la liquidación de todas las operaciones de los mercados diario e intradiarios.

OMIE actuará como contraparte central de las operaciones que se realicen en los mercados diario e intradiarios desde el momento en el que se consideren firmes las casaciones y las operaciones en el mercado intradiario continuo correspondientes.

Como consecuencia de su actuación como contraparte central, se produce la interposición de OMIE en las obligaciones resultantes de las diversas operaciones actuando OMIE como comprador frente al vendedor y como vendedor frente al comprador en los términos establecidos en las presentes reglas.

Le corresponde asimismo al operador del mercado recibir de los operadores del sistema la comunicación de los contratos bilaterales para las verificaciones que correspondan en materia de ofertas al mercado. La regulación específica y funciones, en el caso del operador del mercado y operador del sistema español están contenidas en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica y en la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Regla 3.ª Alcance de las reglas del mercado y objeto del contrato de adhesión.

Las Reglas de Funcionamiento del Mercado contienen los procedimientos y condiciones de carácter general que resultan necesarios para el eficaz desarrollo de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica y, específicamente, para su gestión económica y la participación en los mismos de los sujetos que realizan actividades destinadas al suministro de energía eléctrica y de los consumidores directos en mercado, y, en particular, sobre:

a. La definición, desarrollo y funcionamiento de los sistemas informáticos necesarios para garantizar la transparencia en las transacciones que se realicen en el mercado y que incluyen:

– La presentación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica;

– El procedimiento de casación, en el mercado diario e intradiario de subastas, de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica;

– El procedimiento de gestión de las transacciones realizadas del mercado intradiario continuo, de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica;

– El procedimiento de entrega física de la energía negociada a plazo cuyos titulares lo soliciten y en especial la que provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica;

– La determinación y comunicación a los operadores del sistema, con la confidencialidad que corresponda, de los datos relativos a los resultados de la casación de las ofertas en los mercados diario e intradiarios, y a los agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de venta y adquisición;

– La determinación y comunicación a los agentes del mercado y a los operadores del sistema de los precios marginales de la energía eléctrica, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante, en el mercado diario y en las sesiones del mercado intradiario de subastas;

– La determinación y comunicación a los agentes del mercado y a los operadores del sistema de los precios de referencia, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante, en el mercado intradiario continuo;

– La determinación y publicación de los índices de precios medios con carácter horario del mercado diario e intradiario de subastas;

– La comunicación del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) y del Programa Horario Final (PHF) derivado de cada sesión del mercado intradiario de subastas y programa resultado del intradiario continuo, a los agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de venta y adquisición como base para la participación en la siguiente sesión del mercado intradiario de subastas o mercado intradiario continuo;

– La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deben realizarse en virtud de los precios de los mercados diario e intradiarios de la energía eléctrica;

– El procedimiento de validación de aceptación de ofertas de compra con las garantías depositadas;

– La publicación de las curvas agregadas de oferta y demanda de los mercados diario e intradiario de subastas con desagregación explícita de cada uno de los puntos que las configuran;

– La publicación de las capacidades comerciales e intercambios intracomunitarios e internacionales por frontera;

– La publicación de los resultados de los programas de energía agregados por agente y mes natural de los mercados de producción de energía eléctrica, una vez transcurrido un mes desde el último día de aquél al que se refieran;

– La publicación de las ofertas presentadas por los agentes, que han entrado en el proceso de casación, en cada uno de los mercados diario e intradiario de subastas, una vez transcurridos 90 días.

– La publicación de las ofertas enviadas a la Plataforma de Contratación Continua Europea, una vez transcurridos 90 días.

b. Las condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica.

c. El procedimiento a seguir en el supuesto de que los agentes que adquieren energía del mercado incumplan sus obligaciones de pago, así como las comunicaciones que en estos casos deban realizarse a los consumidores y a los diferentes agentes del mercado.

d. El procedimiento a seguir en las comunicaciones de altas y bajas como agentes del mercado por quienes participen en los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica;

e. La determinación de las garantías disponibles del agente para su participación en los procesos del mercado.

f. La liquidación y comunicación a los agentes de los pagos y cobros que deben realizarse por sus operaciones en virtud del precio de la energía de los mercados diario e intradiarios.

g. La comunicación a las autoridades competentes de los comportamientos contrarios al correcto funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica y de las situaciones que puedan resultar anómalas, teniendo en cuenta la información a disposición del operador del mercado resultante de los mismos.

h. El procedimiento de revisión de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.

i. Publicación del coste final de la energía y los componentes del precio final en agregado y para cada tipo de consumidor.

CAPÍTULO SEGUNDO. Sujetos

Regla 4.ª Agentes del mercado diario e intradiarios.

4.1 Sujetos que pueden ser agentes del mercado.

Pueden ser agentes del mercado los sujetos que intervienen en el suministro de energía eléctrica relacionados a continuación:

Productores de energía eléctrica: personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, así como las de construir, operar y mantener las instalaciones de producción.

Comercializadores: sociedades mercantiles, o sociedades cooperativas de consumidores y usuarios, que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren o venden energía a otros sujetos del sistema en los términos establecidos en la normativa aplicable.

Comercializadores de referencia: comercializadores que tienen las funciones que la normativa establezca, entre otras la venta a consumidores finales a precio voluntario al pequeño consumidor.

Consumidores directos en mercado: consumidores que adquieran energía eléctrica directamente en el mercado.

Representantes: agentes que actúan por cuenta de cualquier sujeto a los efectos de su participación en el mercado y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas. La representación por cuenta ajena podrá ser indirecta, cuando el representante actúa en nombre propio, o directa, cuando el representante actúa en nombre del representado. En los casos de representación indirecta, los efectos del negocio jurídico realizado por el representante se imputan directamente a éste, sin perjuicio de la relación interna que le ligue con su representado.

4.2 Adquisición de la condición de agente del mercado.

Para adquirir la condición de agente del mercado, los productores, comercializadores, consumidores directos en mercado, y representantes definidos en el apartado 4.1 anterior deberán cumplir los siguientes requisitos:

– Ser titular de instalaciones válidamente inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, o en caso de comercializadores y consumidores directos en mercado, haber realizado la oportuna comunicación de inicio de actividad según corresponda, o bien acreditar la calidad de representante de alguno de los sujetos anteriores. Los representantes de los sujetos para acreditarse como agente del mercado, deberán acreditar su condición a través del correspondiente poder notarial, así como su actuación por cuenta propia o ajena.

– Haber adquirido la condición de sujeto del sistema eléctrico.

– Haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica en el correspondiente contrato de adhesión, en los términos recogidos en el anexo 3 de la presente disposición.

– Haber declarado un código de agente válido al operador del mercado, asociado a un Número de Identificación Fiscal (NIF) que no pertenezca a ningún otro agente del mercado. Cada agente del mercado tendrá un único NIF, y cada NIF corresponderá a un único agente del mercado.

Una vez cumplidos los requisitos para la adquisición de la condición de agente del mercado, el operador del mercado procederá en los dos días hábiles posteriores al cumplimiento de dicha condición, a completar el proceso de alta en el Sistema de Información del Operador del Mercado, pudiendo el agente actuar a partir del tercer día hábil una vez aportada toda la documentación necesaria, para la participación en los correspondientes mercados y sesiones.

En el proceso de alta los agentes deberán comunicar las direcciones de correo electrónico para las comunicaciones entre el operador del mercado y el agente, diferenciando según se establece en el proceso de alta entre las diferentes actividades del mercado. El operador del mercado mantendrá activas todas las direcciones de correo electrónico dadas de alta salvo que estás sean dadas de baja en el servidor de correo del agente y dicha baja se mantenga al menos durante 3 meses sin notificación del agente, en cuyo caso serán dadas de baja en el mercado como direcciones de contacto.

4.3 Agentes con posibilidad de entrega física.

La energía negociada a plazo, cuya liquidación por entrega física sea solicitada por su titular, podrá ser integrada en el mercado diario de producción, en especial la que provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica.

Los agentes del mercado a plazo con posibilidad de entrega física serán los agentes del mercado que sean además agentes de liquidación física del mercado a plazo o que dispongan de un contrato con un agente de liquidación física del mercado a plazo.

Regla 5.ª Vendedores.

5.1 Mercado diario.

Son vendedores en el mercado diario:

Los vendedores de energía eléctrica en el mercado diario presentarán al operador del mercado ofertas de venta de energía eléctrica por cada una de las unidades de venta de que sean titulares y para los periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación en el mercado diario.

Los titulares de las unidades de producción a que se refiere la letra a) previa estarán obligados a presentar ofertas de venta de energía eléctrica al operador del mercado por cada una de dichas unidades de producción de que sean titulares para todos y cada uno de los periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación, hasta el límite de su capacidad de producción, salvo en los supuestos previstos en el artículo 25 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y cuando no se hayan acogido a sistemas de contratación bilateral que por sus características queden excluidos del sistema de ofertas.

Los comercializadores a los que se refiere la letra b) previa, podrán participar como vendedores según su autorización ministerial.

Los comercializadores a los que se refiere la letra c) previa, podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica por la energía adquirida en dichos contratos para los periodos de programación del horizonte diario correspondiente, o vender dicha energía a sus consumidores mediante un contrato bilateral con su unidad de adquisición. Así mismo, cada una de las instalaciones de producción comprendidas en el contrato de adquisición y los titulares de cada una de ellas, deben ser comunicados al operador del mercado en el proceso de asociación a la unidad de oferta de venta Las partes firmantes del contrato de adquisición estarán obligadas a aportar al operador del mercado toda aquella documentación requerida por este último a efectos de la correcta identificación de tales instalaciones de producción.

Los comercializadores y consumidores directos a los que se refiere la letra d) previa, no podrán presentar oferta de venta de energía hasta la publicación de la orden del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a la que se refiere el artículo 3 del Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre.

Los agentes representantes a los que se refiere la letra e) previa, podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica para aquellos periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación que consideren oportunos, o comunicar la ejecución de un contrato bilateral.

Los titulares de unidades a los que se refieren las letras a) a c) previas, que estén autorizados a notificar el uso de derechos de capacidad, o ejecutar contratos bilaterales firmes previos al mercado diario, podrán operar para la ejecución de los contratos asociados a dichos procesos con una unidad de programación genérica, en el sistema eléctrico portugués y/o español según corresponda.

En cada hora en la que el saldo neto de la unidad de programación genérica sea comprador en los bilaterales y notificaciones de uso de capacidad previos al mercado diario en los que participa dicha unidad de programación genérica, dicho saldo será el máximo que puede vender en el mercado diario la unidad de oferta genérica de venta.

Los titulares correspondientes a las letras a) a c) previas, que pueden vender energía con la unidad de oferta genérica de venta, deberán participar con ofertas de venta de dicha unidad por dicho saldo comprador, exceptuado el volumen de energía comprometida por esa unidad en contratos bilaterales que no sean previos al mercado diario.

Los agentes podrán solicitar al operador del mercado la presentación en su nombre de una oferta con un solo bloque al precio que el agente indique, de las unidades de oferta genéricas de venta por dicho saldo. El agente podrá cambiar en cualquier momento el precio de su oferta, aplicando este nuevo precio en la siguiente presentación de dichas ofertas por parte del operador de mercado en nombre del agente. La oferta será creada para cada sesión del mercado diario, en el momento de recibirse y publicarse en el sistema del operador del mercado la información de contratos bilaterales firmes previos al mercado diario. Si en el momento de recibirse dicha información de los contratos bilaterales firmes previos al mercado diario ya ha sido presentada por el agente una oferta de la unidad de oferta genérica de venta, para la sesión del mercado diario, no se creará la oferta en su nombre. Una vez creada la oferta en nombre del agente, y hasta el cierre de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, el agente podrá gestionar su oferta como cualquier otra, pudiendo anularla o presentar otra oferta válida de la unidad de oferta genérica de venta, que sustituirá a la última presentada, incluida la presentada en su nombre.

5.2 Mercados intradiarios.

Podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica en los mercados intradiarios todos los agentes del mercado.

Los agentes titulares de unidades de oferta genérica de venta que por un error en la gestión de dichas unidades no tuvieran un programa nulo en el Programa Base de Funcionamiento, deberán participar en los mercados intradiarios para disminuir su programa hasta obtener un programa final nulo.

Regla 6.ª Compradores.

6.1 Mercado diario.

Son compradores en el mercado diario:

Los titulares de unidades que están autorizados a notificar el uso de derechos de capacidad, o ejecutar contratos bilaterales firmes previos al mercado diario, podrán operar para la ejecución de los contratos asociados a dichos procesos con una unidad de programación genérica, en el sistema eléctrico portugués y/o español según corresponda.

En cada hora en la que el saldo neto de la unidad de programación genérica sea vendedor en los bilaterales y notificaciones de uso de capacidad previos al mercado diario en los que participa dicha unidad de programación genérica, dicho saldo será el máximo que puede comprar en el mercado diario la unidad de oferta genérica de compra.

Los titulares que pueden comprar energía con la unidad de oferta genérica de compra, deberán participar con ofertas de compra de dicha unidad por dicho saldo vendedor, exceptuado el volumen de energía comprometida por esa unidad en contratos bilaterales que no sean previos al mercado diario.

Los agentes podrán solicitar al operador del mercado la presentación en su nombre de una oferta simple, indicando el precio al que se realizará dicha oferta, de la unidad de oferta genérica de compra, por dicho saldo. El agente podrá cambiar en cualquier momento el precio de su oferta, aplicando este nuevo precio en la siguiente presentación de dichas ofertas por parte del operador de mercado en nombre del agente. La oferta será creada para cada sesión del mercado diario al precio indicado, en el momento de recibirse y publicarse en el sistema del operador del mercado la información de contratos bilaterales firmes precios al mercado diario. Si en el momento de recibirse dicha información de los contratos bilaterales firmes previos al mercado diario ya ha sido presentada por el agente una oferta de la unidad de oferta genérica de compra, para la sesión del mercado diario, no se creará la oferta en su nombre. Una vez creada la oferta en nombre del agente, y hasta el cierre de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, el agente podrá gestionar su oferta como cualquier otra, pudiendo anularla o presentar otra oferta válida de la unidad de oferta genérica de compra, que sustituirá a la última presentada, incluida la presentada en su nombre.

6.2 Mercados intradiarios.

Podrán presentar ofertas de adquisición de energía eléctrica en los mercados intradiarios todos los agentes del mercado.

Los agentes titulares de las unidades de oferta genérica de compra que por un error en la gestión de dichas unidades no tuvieran un programa nulo en el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), deberán participar en los mercados intradiarios para disminuir su programa hasta obtener un programa final nulo.

Regla 7.ª Condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica.

– Documento acreditativo, con la necesaria fehaciencia, de las facultades del firmante de la solicitud y, en su día, del firmante del contrato de adhesión.

– Número de Identificación Fiscal (NIF) de la entidad presentadora de la solicitud.

– Aquella documentación requerida por el operador del mercado para posibilitar la actuación y participación efectiva del solicitante en dicho mercado, entre otra y a meros efectos indicativos, personas de contacto con las diferentes direcciones del operador del mercado, datos de unidades de venta, de adquisición y de unidades físicas, datos de liquidación y facturación, ficha de medios técnicos y de comunicación, indicando las características del sistema informático del futuro agente para acceder al Sistema de Información del Operador del Mercado.

– Cualquier otra documentación exigible conforme a la normativa aplicable, especialmente la relativa a las autorizaciones administrativas e inscripciones en los registros que sean necesarias.

El operador del mercado establecerá un procedimiento electrónico para la cumplimentación de la documentación requerida.

A los efectos de facilitar la aportación de la mencionada documentación por el solicitante, el operador del mercado publicará en su página web un documento electrónico titulado «Guía de Acceso al Mercado» donde se incluirán los modelos a aportar y la documentación a presentar.

En caso de la utilización de la figura del representante, su ámbito de actuación comprenderá la representación de todas las actividades y actuaciones en los mercados del representado, sin que pueda admitirse la actuación en los mercados de más de un representante por representado o la actuación de un representado y su representante simultáneamente.

Los representantes que actúen por cuenta ajena y en nombre propio deberán adherirse a las presentes reglas y adquirir la condición de agente del mercado.

En el caso de representantes que actúen por cuenta ajena y en nombre del representado, será este último el que deberá adherirse a las presentes Reglas y adquirir la condición de agente del mercado. El representante podrá elegir entre adquirir tal condición o no.

Además de lo anterior, se estará a lo dispuesto en la normativa de aplicación en lo relativo a las limitaciones que afecten a la representación.

Los titulares de instalaciones pertenecientes a fuentes de energía renovable (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos que sean representados por un representante en nombre propio se entenderán adheridos a las presentes reglas a través de la adhesión de dicho representante.

Los titulares de instalaciones de producción con fuentes de energía que no sea renovable que no forman parte de una unidad de gestión hidráulica, cogeneración de alta eficiencia o residuos, podrán acceder al mercado por medio de un representante común. Estos representantes comunes no podrán agrupar en ningún caso unidades de producción.

Una persona física o jurídica no podrá ostentar la condición de representante común (con facultades ordinarias) de un agente del mercado cuando exista conflicto de interés o se ponga en riesgo o perjudique la libre competencia del mercado. En particular no se podrán llevar a cabo las siguientes actuaciones:

– Un mismo representante común no podrá actuar por cuenta de dos o más operadores dominantes en el sector eléctrico.

– Un mismo representante común no podrá actuar por cuenta de dos o más operadores principales en sector eléctrico.

– Un representante común que sea operador dominante solo podrá representar instalaciones de producción de las que posea una participación directa o indirecta superior al 50 por ciento de su capital.

– Un representante común que sea operador principal solo podrá representar instalaciones de producción de las que posea una participación directa o indirecta superior al 50 por ciento de su capital. Esta restricción no será de aplicación a las instalaciones de producción de electricidad a partir de fuentes de energía renovables que no formen parte de una unidad de gestión hidráulica, ni a la cogeneración de alta eficiencia, ni a los residuos.

De conformidad con lo establecido en el artículo 13.7 del Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica, a la gestión y venta de energía procedente de las instalaciones de producción próxima a las de consumo y asociadas a las mismas en los casos de suministro con autoconsumo con excedentes realizado con tecnologías de generación renovable, no les serán de aplicación las limitaciones previstas en los artículos 53.5 y 53.6 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

El titular de una instalación de producción a partir de fuentes de energía renovable que no formen parte de una unidad de gestión hidráulica, cogeneración de alta eficiencia o residuos, podrá participar en el mercado, directa o indirectamente, mediante un agente representante. Este representante es cualificado porque podrá presentar las ofertas por el conjunto de instalaciones de este tipo a las que representa, agrupadas en una o varias unidades de venta.

Conforme a la normativa de general aplicación se procederá a dar cuenta a las autoridades regulatorias o de competencia de aquellas conductas que, en materia de representación, ya sea común o cualificada como agente representante, pudieran suponer una práctica restrictiva de la competencia, un abuso de posición dominante o cualquier otra posible conducta contraria a la libre competencia.

La habilitación en los medios de comunicación electrónica del operador del mercado se conferirá con carácter personal e intransferible a la persona física determinada que actúe en nombre del agente.

Nadie podrá ser habilitado simultáneamente para actuar en nombre de más de un agente en los susodichos medios.

Se exceptúa de lo previsto en el párrafo anterior la actuación en nombre de varios agentes cuando dichos agentes sean entidades que formen parte de un mismo de grupo de sociedades, definido este conforme a lo establecido en el artículo 42.1 del Código de Comercio. A estos efectos deberá presentarse al operador del mercado certificación del órgano competente de las sociedades o del auditor de cuentas en la que se haga constar dicha circunstancia.

Se exceptúan igualmente de la limitación de habilitación simultánea los supuestos en los que las disposiciones vigentes sobre el sector eléctrico prevén la intervención de una entidad como representante de otras entidades siempre dentro de los límites en que dicha representación está autorizada.

El operador del mercado no estará obligado a hacer pública la información a la que acceda la persona habilitada que actúe en nombre de varios agentes por el mero hecho de acceder dicha persona a la información correspondiente a los varios agentes en cuyo nombre actúa.

Regla 8.ª Prestación de garantías.

Suscrito el Contrato de Adhesión, el agente del mercado deberá prestar ante el operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de su actuación como participante en el mercado, en los términos establecidos en el Contrato de Adhesión y en estas reglas. La falta de garantías suficientes para avalar una oferta deudora en los términos establecidos impedirá la aceptación de esa oferta del agente. El régimen de la garantía será el establecido en estas reglas.

La falta de aportación de garantías por los titulares de unidades de adquisición para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, impedirá la participación de estas unidades en los diferentes mercados de producción de energía eléctrica.

Se modifica por el apartado uno del Anexo I del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo. Ref. BOE-A-2022-7843#ai

Regla 9.ª Comunicaciones de las altas y bajas de unidades de oferta de agentes del mercado.

9.1 Comunicación al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

El operador de mercado comunicará al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia las altas y bajas de todas las unidades de oferta de los agentes de dicho mercado en un plazo que no podrá exceder de quince días hábiles desde la entrada en vigor de tales altas y bajas. En este mismo plazo el operador de mercado hará constar dichas altas y bajas en su web pública indicando específicamente estos supuestos.

Se considerará que una entidad ha adquirido la condición de agente del mercado cuando se haya constatado por el operador del mercado el cumplimiento de todos y cada uno de los requisitos previstos en el artículo 7.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.

Se considerará que un agente ha causado baja en el mercado cuando se haya constatado por el operador del mercado el incumplimiento de alguno de los requisitos previstos en el artículo 7.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.

9.2 Comunicaciones de las altas como agentes del mercado.

A efectos de comunicaciones se consideran interesados en el alta de unidades de oferta de un agente del mercado todos los agentes del mercado.

El operador del mercado publicará en su web pública una lista completa de los agentes del mercado. Igualmente publicará la lista completa de las unidades de oferta de todos los agentes del mercado con indicación de si dicha unidad de oferta está de alta o ha causado baja en el mercado.

9.3 Comunicación de las bajas de representación.

El operador del mercado comunicará el hecho de una baja sobrevenida de un agente representante tan pronto sea conocido, tanto a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia como al comercializador de referencia correspondiente, a efectos de que comience a ejercer su función de representación de las instalaciones de producción afectadas. Si el titular de las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos representadas no hubiese comunicado los comercializadores de referencia que deben actuar como representante de sus instalaciones en caso de baja del representante de dicho titular, el operador del mercado comunicará la baja de representación a todos los comercializadores de referencia del sistema eléctrico en el que están dadas de alta las unidades de oferta de representación de sus instalaciones.

Regla 10.ª Suspensión de participación de unidades de oferta de un agente del mercado.

En caso de comunicación de la suspensión de unidades de programación de un sujeto del sistema eléctrico, por parte de los operadores del sistema, el operador del mercado procederá a suspender la actuación de las correspondientes unidades de oferta en el mercado a partir de las sesiones del mercado posteriores a dicha comunicación.

Aquellas unidades de oferta de adquisición que no hayan satisfecho los requerimientos de garantías para cubrir el posible déficit en las liquidaciones del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica según lo establecido en la Regla «Régimen de determinación del importe de las garantías y método de su constitución», serán suspendidas por el operador del mercado.

La suspensión de unidades por parte del operador de mercado se comunicará al operador del sistema español o portugués al que corresponda la unidad de programación, que procederá a suspender la actuación de dichas unidades de adquisición a partir de la recepción de la comunicación.

Se modifica por el apartado dos del Anexo I del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo. Ref. BOE-A-2022-7843#ai

CAPÍTULO TERCERO. Ofertas

Regla 11.ª Características generales de las ofertas.

Las ofertas de compra o venta de energía eléctrica deben ser presentadas por los agentes o por su representante al operador del mercado por cada unidad de venta o adquisición de las que sean titulares y para cada periodo de programación de un mismo horizonte de programación.

Los precios de las ofertas de venta y adquisición para el mercado diario y los mercados intradiarios de subasta y mercado continuo, deberán estar comprendidos dentro de los límites de precio máximos y mínimos establecidos en el anexo 2 para cada mercado.

Dichas ofertas pueden ser simples o complejas (con condiciones) en razón de su contenido.

Las ofertas simples deben contener un precio y una cantidad de energía, sin incluir ninguna condición compleja que deba ser tenida en cuenta en la casación.

Las ofertas complejas, además de cumplir con los requisitos exigidos para las ofertas simples, incorporan una, varias o la totalidad de las condiciones complejas que deben ser consideradas en el proceso de casación.

Regla 12.ª Alta de las unidades de venta o de adquisición en el sistema de información del operador del mercado.

El operador del mercado dará de alta las unidades de venta o adquisición en el Sistema de Información del Operador del Mercado, con los datos que el agente titular de dicha unidad haya registrado en el registro correspondiente, con los datos de las autorizaciones administrativas, y con los aportados por el agente titular de la unidad. Los datos del Sistema de Información del Operador del Mercado serán:

– Código de la unidad de venta o adquisición (definido por el operador del mercado).

– Descripción de la unidad de venta o adquisición.

– Tipo de la unidad de venta o adquisición.

– Código del sistema eléctrico en el que opera la unidad.

– Código interno del sistema eléctrico español.

– Energía horaria máxima a efectos de validación, en MWh con un máximo de un decimal (de cada una de las unidades físicas de que se compone en el caso de las unidades de venta).

– Gradiente máximo de subida y bajada, MW/h con un máximo de un decimal, para las unidades de venta.

– Porcentaje de propiedad del titular o titulares en dicha unidad.

Cuando la unidad de oferta de venta sea de representación de instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos, cada titular de dichas instalaciones asociadas a la unidad de oferta, o su representante en su nombre, deberá comunicar en el proceso de asociación de la instalación a la unidad de oferta el comercializador de referencia que vaya a actuar como representante en caso de suspensión de la representación comunicada.

Las instalaciones de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos podrán tener desde el primer día del mes siguiente al acta de puesta en servicio un representante diferente del comercializador de referencia que les corresponda. Las instalaciones que no dispongan de acta de puesta en servicio, para tener un representante diferente del comercializador de referencia que les corresponda, deberán presentar la inscripción previa en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.

Para los representantes de instalaciones de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos, existe la posibilidad de agrupar ofertas de sus representados, de modo que exista la posibilidad de una posición final neta de todos los representados frente al mercado.

Cuando las instalaciones de producción de energía eléctrica se declaren como parte de un contrato de adquisición con un comercializador, corresponderá al comercializador comunicar al operador del mercado el titular de cada una de dichas instalaciones asociadas a la unidad de oferta de venta. Sin perjuicio de lo anterior, las partes firmantes del contrato de adquisición estarán obligadas a aportar al operador del mercado toda aquella documentación requerida por este último a efectos de la correcta identificación de tales instalaciones de producción.

El código del sistema eléctrico indica, en el caso de España y Portugal, el sistema eléctrico en el que se produce la venta o adquisición de energía. En el caso de ser unidades externas al sistema ibérico, formado por los sistemas eléctricos de España y Portugal, indica la interconexión a través de la que se realiza la transacción, pudiendo ser de importación o exportación, y corresponden a las interconexiones con los sistemas de Francia, Andorra y Marruecos. Cada agente autorizado podrá definir una única unidad para la importación o exportación a través de cada una de las fronteras citadas.

Para las interconexiones entre sistemas eléctricos con subastas coordinadas de capacidad, con entrega física, la unidad de importación y exportación se denominará unidad con derechos previos, existiendo una única unidad para la importación y una única unidad para la exportación, para cada agente autorizado. Las unidades de importación y exportación asignadas con derechos previos de capacidad no podrán presentar ofertas

Existen dos zonas de oferta, correspondientes a las zonas portuguesa y española. Cada una de estas zonas de oferta tendrá su propio precio. Las unidades de oferta que operan a través del sistema eléctrico con Andorra y Marruecos pertenecen a la zona de oferta española.

Se darán de alta dos unidades de oferta genérica, en el sistema eléctrico portugués y, en su caso, español según corresponda, una de venta y otra de adquisición, asociadas a la misma unidad de programación genérica, para la negociación en el mercado diario de los saldos de energía previos al mercado diario, correspondientes a la notificación del uso de derechos de capacidad, y contratos bilaterales firmes previos al mercado diario. Las unidades de oferta genéricas no podrán presentar ofertas en el mercado intradiario continuo.

El código interno del sistema eléctrico español identifica las unidades de oferta de compra o de venta, para la compra o venta de energía en el sistema eléctrico peninsular o a través de la conexión con el sistema eléctrico balear.

Las unidades de oferta de compra o de venta de energía del sistema eléctrico peninsular español, solamente podrán tener asociadas unidades de programación del sistema eléctrico peninsular español, y las unidades de venta o adquisición a través de la conexión con el sistema eléctrico balear solamente podrán tener asociadas unidades de programación para la compra o venta a través de la conexión con el sistema eléctrico balear.

Cada unidad de oferta, sea de venta o de compra, corresponderá con una unidad de programación. Una unidad de programación no podrá estar asociada a más de una unidad de oferta.

Una unidad de oferta de un representante en nombre propio y por cuenta de terceros podrá incluir energía de varios representados. Una unidad de oferta de un representante en nombre y por cuenta de terceros solamente podrá incluir energía de un representado.

Una unidad de oferta deberá contener exclusivamente unidades que desarrollen un solo tipo de actividad (productores de energía eléctrica, comercializadores o consumidores directos en mercado).

La energía horaria máxima declarada de las unidades por el agente estará limitada al valor máximo del registro correspondiente, o a la autorización ministerial correspondiente en su caso.

La energía máxima de una unidad de venta o adquisición es la suma de la energía máxima declarada por el agente de cada una de las unidades físicas que componen dicha unidad de venta o adquisición.

La energía máxima de las unidades físicas estará limitada a la potencia bruta máxima inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. Para las instalaciones de producción que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad a partir de energías residuales la potencia máxima de las unidades físicas estará limitada a la potencia bruta máxima inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica multiplicada por un coeficiente de 1,2.

Durante la realización de las pruebas oficiales de certificación de nueva potencia, el agente podrá solicitar un valor de energía máxima superior al inscrito en el registro en dicha instalación, para la realización de las pruebas. El valor de energía máxima será de aplicación a todos los periodos de programación de los días naturales durante los que se realicen dichas pruebas.

El alta de una unidad de programación de un sujeto que sea agente del mercado será simultánea con el alta de la unidad de oferta del agente. Para un agente del mercado no podrá existir una unidad de oferta sin unidad de programación, ni una unidad de programación sin unidad de oferta.

Los titulares de unidades de adquisición nacionales que no sean agentes del mercado deberán darse de alta como tales ante el operador del mercado a partir de la entrada en vigor de la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025.

Si una unidad de oferta dada de alta en el sistema, es dada de baja para una fecha por el agente titular de dicha unidad, o ésta queda con una potencia máxima nula por no tener asociada ninguna unidad física por solicitud de cambios de asociación, quedarán anuladas todas las ofertas presentadas para las sesiones del mercado diario a partir de la fecha para la que se ha solicitado la baja o la unidad ha quedado con potencia máxima nula. Igualmente quedará retirada la oferta por defecto aplicando dicha retirada para el primer día para el que la unidad está de baja o tiene una potencia máxima nula.

De acuerdo a lo regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, las instalaciones con derecho a percibir el ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, deberán constituir una unidad de oferta y su unidad de programación correspondiente asociando únicamente una instalación. En el caso de las instalaciones de producción correspondientes a tecnología de cogeneración referidas en el artículo 2.1.c) del mencionado real decreto-ley, la unidad de oferta y su unidad de programación podrán agregar diferentes instalaciones siempre que todas ellas tengan derecho a percibir dicho ajuste. Los agentes responsables de las instalaciones referidas en el artículo 2.1 de este mismo real decreto-ley, deberán identificar las unidades de oferta beneficiarias del ajuste ante el operador del mercado.

Una vez que el agente de mercado solicite la identificación y sea aprobada, le será de aplicación el mecanismo de ajuste a partir de la siguiente casación del mercado diario y nunca sobre fechas cuya casación del mercado diario ya se hubiera producido.

Cualquier otro cambio que se produzca en la configuración de las unidades de oferta que tengan impacto sobre la participación en el mercado de una instalación o en sus liquidaciones no tendrán efecto sobre fechas cuya casación del mercado diario ya se hubiera producido.

Unidades Porfolio o Cartera de Negociación.

Los agentes podrán optar por participar en el mercado intradiario continuo a través de unidades de oferta o de unidades porfolio. En ambos casos, la unidad estará asociada a un sistema eléctrico específico (España o Portugal).

Cada agente del mercado podrá disponer, previa solicitud, de una única pareja de unidades porfolio (compra/venta) por cada tipo de actividad y por cada sistema eléctrico donde el agente tenga dos o más unidades de oferta de alta en el sistema del Operador de Mercado.

Por defecto, todas las unidades ofertantes del agente que estén dadas de alta en el sistema de información del mercado y que compartan actividad y sistema eléctrico con la pareja de unidades porfolio, se encontraran asociadas al porfolio para poder recibir energía en el proceso de desagregación. Una unidad de oferta únicamente puede estar asociada a una pareja de unidades porfolio.

Los agentes tendrán la posibilidad, para cada pareja de unidades porfolio, de excluir de la asociación las unidades ofertantes en las que no deseen desagregar energía. Una unidad excluida de un porfolio, estará excluida tanto de la unidad porfolio de compra como de la unidad porfolio de venta. Los agentes podrán volver a incluir unidades que fueron excluidas.

El límite máximo de exclusión de unidades ofertantes será tal que nunca haya menos de dos unidades ofertantes en las que pueda desagregar la pareja de unidades porfolio.

Las unidades porfolio de la actividad de generación deberán contener dos o más unidades de oferta de actividad de generación, y las unidades porfolio de las distintas actividades de adquisición deberán contener dos o más unidades de oferta de adquisición de la misma actividad, teniendo en cuenta que las siguientes unidades de oferta no podrán estar asociadas a una unidad porfolio:

– Las unidades de representación en nombre y por cuenta ajena.

– Las unidades de importación y exportación con derechos previos.

– Las unidades genéricas.

– Las unidades de comercialización de referencia.

– Las unidades pertenecientes al sistema eléctrico español zona balear.

Las unidades porfolio únicamente podrán participar en el mercado intradiario continuo, no estando habilitadas para su participación en las subastas.

Para aquellos agentes que, por razones de la adecuada asignación de los impuestos, OMIE necesite disponer de las transacciones realizadas a nivel de unidad de oferta, el agente deberá actuar en el mercado continuo a través de dichas unidades de oferta (p.e. consumidores directos en mercado con derecho a reducción en el impuesto de electricidad).

Se modifica por el apartado tres del Anexo I del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo. Ref. BOE-A-2022-7843#ai

Regla 13.ª Tiempo de presentación de las ofertas.