Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista

4. Igualmente, el operador del mercado comunicará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia cualquier incumplimiento de los reseñados en el apartado anterior, así como también el incumplimiento de la obligación de darse de alta como agente prevista en el artículo 4.4.

Artículo 12. Supervisión del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica en lo relativo a España.

1. El operador del mercado y el operador del sistema eléctrico español, en el ámbito de sus respectivas funciones y en relación a los agentes españoles participantes en los mercados, comunicarán a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia cualquier actuación de los agentes de mercado contraria al correcto funcionamiento del esquema de fijación de precio en el mercado diario ibérico regulado en el artículo 5, así como al correcto funcionamiento del mecanismo de ajuste establecido en el artículo 7, al objeto de valorar si dicha actuación puede ser constitutiva de infracción sancionable por el organismo correspondiente.

2. La manipulación, alteración o desviación injustificada de las ofertas de venta presentadas por los sujetos españoles a que hace referencia el artículo 2.1, que internalicen un precio de referencia de gas natural distinto del establecido en el artículo 3, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

3. Asimismo, la manipulación, alteración o desviación injustificada de las ofertas de compra presentadas por las unidades de adquisición españolas, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

En particular, tendrá la consideración de infracción muy grave la falta de programación por parte de los agentes de mercado correspondientes a sus unidades de adquisición con el objetivo de evitar el coste de la liquidación del mecanismo de ajuste entre todas las unidades de compra realizada de conformidad con lo establecido en el artículo 7.4. Dicha instrucción sancionadora se realizará sin perjuicio de la eventual suspensión de la participación en el mercado según lo dispuesto en el artículo 11.3.

4. La desviación injustificada de las ofertas de venta presentadas por los sujetos a que hace referencia el artículo 2.1 a los servicios de ajuste y de balance, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

5. La inexactitud o falsedad en cualquiera de los datos aportados en previsión de lo dispuesto en los artículos 4 y 8, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. A estos efectos el operador del mercado y el operador del sistema remitirán a la autoridad reguladora cualquier incidencia detectada sobre la información de las coberturas remitida por los sujetos, en virtud de dichos artículos.

Adicionalmente, la incoación del procedimiento sancionador realizado en virtud de lo establecido en este apartado podrá incluir como medida provisional la pérdida de la condición de agente de mercado.

6. Las labores de supervisión incluidas en este artículo se realizarán conforme a lo establecido en el Reglamento (UE) n.º 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía.

Artículo 13. Precio final del mercado peninsular y de los territorios no peninsulares.

1. El coste del ajuste establecido en el artículo 7 será un componente del precio final horario del mercado peninsular, a los efectos establecidos en la disposición adicional sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación.

2. A efectos de lo dispuesto en el apartado 1 del anexo I del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, y de acuerdo a lo recogido en el artículo 7.9, el coste del ajuste establecido en el artículo 7 se descontará del valor del precio medio final diario del mercado peninsular para el cálculo del precio PpeninD, a los efectos de la liquidación del despacho a las comercializadoras, los consumidores directos, los generadores para su consumo de servicios auxiliares y, en su caso, a los representantes.

3. Sin perjuicio de lo anterior, a efectos de lo dispuesto en la disposición transitoria octava del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, para el cálculo del precio de los comercializadores de referencia en territorios no peninsulares, no se descontará del precio horario final peninsular de adquisición de energía de los comercializadores de referencia que adquieren su energía en el mercado de producción peninsular el coste del mecanismo de ajuste.

4. A efectos de lo dispuesto en el apartado 1.a) del artículo 72 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, el coste del ajuste establecido en el artículo 7 no se descontará del total de los ingresos obtenidos en el despacho procedentes de la demanda.

Artículo 14. Uso de las rentas de congestión para el pago del coste total del mecanismo de ajuste.

1. Excepcionalmente, mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, el valor adicional de las rentas de congestión netas obtenidas en las subastas mensuales de asignación de capacidad en la interconexión con Francia será empleado para minorar el coste total del ajuste calculado con arreglo a lo establecido en el artículo 7.4.

Para ello, se descontarán de las rentas brutas mensuales en la interconexión con Francia los costes de los usos actuales en concepto de costes asociados a garantizar la firmeza de los programas, compensaciones por reducciones de derechos de transmisión de largo plazo en la interconexión con Francia, reventas de los productos anuales en la subasta mensual, descuadres en el mercado intradiario continuo, costes de financiación de acoplamiento del mercado diario e intradiario, costes de financiación de la plataforma de subastas de derechos de transmisión de largo plazo y de la plataforma de reservas de sustitución asociados a la interconexión y retribución de las inversiones de elementos transfronterizos.

Se considerarán rentas adicionales el exceso que represente el valor de las rentas netas procedentes de las subastas mensuales de asignación de capacidad en frontera con Francia en cada mes con respecto el mismo mes del último año en que no estuviera en vigor el mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley. A tal fin, se entenderá que en un determinado mes no ha estado en vigor el mecanismo de ajuste cuando en ningún día del referido mes hubiese resultado de aplicación dicho instrumento regulatorio. El operador del sistema español podrá realizar las regularizaciones que resulten necesarias para calcular este valor.

Asimismo, el operador del sistema será responsable de calcular las rentas de congestión adicionales de conformidad con lo establecido en los párrafos anteriores.

2. A tal efecto, el operador del mercado distribuirá los ingresos correspondientes a las rentas de congestión adicionales procedentes de las subastas mensuales de asignación de capacidad en frontera con Francia que se celebren con posterioridad a la entrada en vigor del mecanismo de ajuste, prorrateándolos entre todas las horas del mes natural siguiente al de ingreso de dichas rentas de congestión netas adicionales por parte del operador del sistema a la cuenta específica que a tal fin designe el operador del mercado siempre que dicho ingreso se realice 3 días hábiles antes del inicio del mes natural siguiente, en caso contrario dicho importe se considerará en la liquidación del siguiente mes.

Por su parte, el operador del sistema trasladará al operador del mercado dichos ingresos en el plazo máximo de quince días hábiles siguientes al de ingreso de dichas rentas de congestión por parte de la autoridad europea designada para la celebración centralizada de dichas subastas explícitas de capacidad en frontera.

3. Las rentas de congestión para cada periodo de programación de horizonte diario en la frontera con Francia correspondientes al sistema eléctrico español, descontados los costes en concepto de remuneraciones de derechos de transmisión de largo plazo y como máximo hasta el valor económico de las rentas de congestión de cada período de programación generadas en el horizonte diario, serán empleadas en su totalidad por el operador del mercado para minorar el coste total del ajuste, con la misma periodicidad diaria con la que se realiza el proceso de liquidación de conformidad con lo establecido en el artículo 7.4.

A estos efectos, el operador del sistema español comunicará al operador del mercado diariamente, antes de las 14:00 horas, los costes horarios asociados a las remuneraciones de derechos de transmisión de largo plazo correspondientes al día siguiente.

Se modifica el párrafo tercero del apartado 1 por la disposición final 1.3 del Real Decreto-ley 3/2023, de 28 de marzo. Ref. BOE-A-2023-7937#df

Disposición adicional primera. Retribución de los servicios prestados por el operador del mercado y el operador del sistema.

Los servicios que preste el operador del mercado y el operador del sistema para la aplicación del mecanismo de ajuste regulado en el presente real decreto-ley, serán tenidos en consideración a los efectos de lo dispuesto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

Disposición adicional segunda. Cláusula de suspensión del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.

Mediante Acuerdo del Consejo de Ministros y con la conformidad previa del Gobierno portugués, se podrá suspender temporal o definitivamente la aplicación del mecanismo regulado en este real decreto-ley, cuando así se justifique por circunstancias excepcionales del mercado o por razones de interés general.

Disposición adicional tercera. Suspensión de la aplicación del ajuste a las centrales de carbón.

En el caso de que el importe del ajuste al que hace referencia el artículo 3, medido en €/MWh, sea superior a la diferencia entre el coste producción de las centrales de carbón, incluyendo el valor del combustible y el precio de los derechos de emisión del CO₂ de acuerdo con las cotizaciones internacionales, y el coste del coste de producción de las centrales infra marginales, por Acuerdo de Consejo de Ministros se podrá, suspender la aplicación de este ajuste a las centrales de carbón a las que se refiere la letra b) del apartado 1 del artículo 2.

Disposición adicional cuarta. Plantas de regasificación ubicadas en el archipiélago canario.

Lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 55 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, en la redacción dada por la disposición final cuarta del Real decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, se aplicará conforme a los objetivos y fines en materia de transición energética que establezcan, para Canarias, la Administración General del Estado y la administración de la Comunidad Autónoma de Canarias, en el ámbito de sus respectivas competencias.

Disposición adicional quinta. Fomento de la liquidez de los mercados a plazo y protección de los consumidores acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica.

1. Con el objeto de reducir la volatilidad del precio voluntario para el pequeño consumidor e incrementar la protección de los consumidores acogidos a esta modalidad de contratación, el Gobierno, antes del 1 de octubre de 2022, realizará las modificaciones necesarias en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, para introducir una referencia a los precios de los mercados a plazo, incorporando en la formulación de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor una componente de precio basada en una cesta de productos a plazo y del mercado diario e intradiario.

La cesta de productos incluirá productos de mercados a plazo, entre ellos, podrán utilizarse futuros anuales, futuros trimestrales y futuros mensuales, e incluirá una componente de precio del mercado diario e intradiario que garantice una cierta exposición de estos consumidores a la señal de precio de corto plazo e incentive la eficiencia energética, el almacenamiento y la gestión de la demanda.

Reglamentariamente se establecerán los coeficientes de ponderación de cada uno de los productos de la cesta que se considerarán en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor.

2. Con el objeto de fomentar la liquidez en los mercados a plazo y satisfacer la demanda de energía que generará el precio voluntario para el pequeño consumidor, reglamentariamente se adaptará el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, regulado en el artículo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que será de aplicación para la energía generada en el año 2023 y posteriores, de forma que en dicho mecanismo se incorporen, al precio medio anual del mercado diario e intradiario, referencias a productos de mercados a plazo, entre ellos, podrán utilizarse futuros anuales, futuros trimestrales y futuros mensuales.

Reglamentariamente se establecerán, para cada año del semiperiodo regulatorio, los coeficientes de ponderación de cada uno de los productos que se considerarán en el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, de forma que sean coherentes con los coeficientes de ponderación utilizados en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor.

3. La modificación de la metodología de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica podrá incorporar el término correspondiente a las subastas de energía inframarginal a que hace referencia el artículo 3 del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, en caso de que se habilite la participación de las comercializadoras de referencia en dichas subastas de conformidad con lo previsto en el apartado 9 de dicho artículo.

Disposición adicional sexta. Beneficios fiscales aplicables al «South Summit».

1. La celebración del «South Summit 2022-2024» tendrá la consideración de acontecimiento de excepcional interés público a efectos de lo dispuesto en el artículo 27 de la Ley 49/2002, de 23 de diciembre, de régimen fiscal de las entidades sin fines lucrativos y de los incentivos fiscales al mecenazgo.

2. La duración del programa de apoyo a este acontecimiento abarcará desde la entrada en vigor de este real decreto-ley al 31 de diciembre de 2024.

3. La certificación de la adecuación de los gastos realizados a los objetivos y planes del programa se efectuará en conformidad con lo dispuesto en la citada Ley 49/2002, de 23 de diciembre.

4. Las actuaciones a realizar serán las que aseguren el adecuado desarrollo del acontecimiento. El desarrollo y concreción en planes y programas de actividades específicas se realizará por el órgano competente en conformidad con lo dispuesto en la Ley 49/2002, de 23 de diciembre.

5. Los beneficios fiscales de este programa serán los máximos establecidos en el artículo 27.3 de la Ley 49/2002, de 23 de diciembre.

Disposición transitoria primera. Adaptación de los sistemas del operador del mercado y del operador del sistema e inicio del mecanismo de ajuste.

Transcurridos los cinco días hábiles a los que hace referencia el artículo 7.3, el operador del mercado y el operador del sistema contarán con un plazo máximo de siete días hábiles adicionales para adaptar los sistemas a lo dispuesto en este real decreto-ley, incluyendo la información correspondiente a los instrumentos de cobertura que permitan llevar a cabo la liquidación diaria del ajuste de conformidad con lo previsto en el artículo 7.

El operador del mercado podrá requerir a los sujetos que subsanen los errores formales detectados en su caso antes de la fecha de inicio del mecanismo de ajuste, comunicándoselo a los agentes de mercado, sin perjuicio de lo previsto en el artículo 12.5. Los sujetos contarán con un plazo máximo de dos días hábiles para llevar a cabo la subsanación correspondiente. En caso de que esta no se produzca, o siga incorporando errores detectados por el operador del mercado, no se tendrá en cuenta la energía asociada a dichas coberturas en el cálculo del coste del ajuste de conformidad con los artículos 7 y 8.

Una vez adaptados dichos sistemas en el plazo máximo establecido en el párrafo anterior, el operador del mercado publicará en su página web la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley. A partir de dicha fecha, las instalaciones a que hace referencia el artículo 2.1 y hayan cumplido los requerimientos establecidos en el artículo 4 comenzarán a internalizar el valor unitario de la compensación, de conformidad con lo establecido en el artículo 5.2.

Disposición transitoria segunda. Adaptación de las Reglas de funcionamiento del mercado.

En tanto se adapten, en su caso, las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, resultará de aplicación lo establecido en el anexo I.

Disposición transitoria tercera. Inclusión del término de la liquidación del ajuste en la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación.

1. Excepcionalmente, mientras resulte de aplicación el mecanismo de ajuste del costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista regulado en este real decreto-ley, el valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro en el periodo tarifario p, OCh, regulado en el artículo 12 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, incorporará, adicionalmente a los términos incluidos en dicha disposición normativa, un valor EDCGASh, correspondiente con la cuantía relativa al pago o cobro de los comercializadores por la liquidación del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.

Este precio será calculado por el operador del sistema y publicado el día anterior al del suministro, para cada una de las 24 horas del día siguiente; a estos efectos el operador del mercado comunicará al operador del sistema el importe horario del excedente o déficit económico resultante de liquidar el mecanismo de ajuste en el mercado diario y de la primera sesión del mercado intradiario. El operador del sistema calculará esta componente incluyendo el coste de este mecanismo de ajuste conocido el día D-1.

2. Asimismo, el valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro en el periodo tarifario p, OCh, establecido en el apartado anterior, se tendrá en cuenta a efectos de lo dispuesto en el apartado 1 la disposición final cuarta del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

Disposición transitoria cuarta. Aplicación transitoria de los Valores a aplicar para la financiación del bono social y coste de suministro de los consumidores a que hace referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

Con efectos desde la entrada en vigor del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, el valor unitario correspondiente a los sujetos obligados que desarrollan la actividad de comercialización, en €/cliente, establecido en el apartado d) de la disposición transitoria sexta del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, debe entenderse realizado en €/CUPS, según lo previsto en el apartado 4 del artículo 14 bis del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, en su nueva redacción dada por este real decreto-ley.

Disposición final primera. Inicio del mecanismo de ajuste.

La autorización del mecanismo de ajuste por parte de la Comisión Europea será publicada en el «Boletín Oficial del Estado» por Orden de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. La Orden determinará la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, conforme a la fecha que establezca dicha autorización, que en ningún caso podrá ser anterior al día siguiente al de su publicación.

Disposición final segunda. Modificación del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad.

Se modifica el artículo 7 del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, con la siguiente redacción:

«Artículo 7. Cálculo de la cuantía de la minoración.

La minoración correspondiente a cada instalación de generación de energía eléctrica a que hace referencia el artículo 5 anterior se calculará, para cada mes, según la fórmula siguiente:

Donde:

Yit es la cuantía de la minoración, en euros, correspondiente a la instalación i-ésima en el mes t considerado.

Qit es la cantidad total de energía eléctrica producida por la instalación i-ésima durante el mes t, en MWh. A los efectos del cálculo, se computará la energía medida en barras de central. En el caso de instalaciones de bombeo, para el cálculo de la detracción se considerará la producción neta, descontando los consumos para bombeo, del período t. Si dicha producción neta resultara negativa el valor de Qit será cero.

FMIGt es el factor medio de internalización del precio del gas natural en el precio del mercado diario en el Mercado Ibérico de la Electricidad en el mes t. Para el cálculo de FMIGt se empleará el rendimiento medio de una central de ciclo combinado, dividido por un factor que se obtiene como el porcentaje de horas (en tanto por uno) en que han marcado el precio marginal dichas instalaciones en ese mes, ponderadas por la energía casada en cada hora. A los efectos del cálculo del FMIGt, se considerará que el rendimiento medio de un ciclo combinado corresponde con un valor de 0,55.

En las horas en las que el precio marginal no haya sido marcado por una instalación de ciclo combinado, o cuando este haya sido marcado por una unidad de oferta que agrupe varias instalaciones físicas de diferentes tecnologías, se asumirá que la oferta ha internalizado el precio del gas natural cuando existan ofertas de instalaciones de ciclo combinado en el entorno (±10 %) de dicho precio marginal.

Además, al objeto de conocer si se han realizado ofertas en el entorno de dicho precio marginal por parte de las centrales de ciclo combinado de conformidad con el párrafo anterior, se tendrán en cuenta tanto las ofertas simples como las ofertas complejas presentadas en el mercado diario, en los siguientes términos:

Para determinar si en el -10 % del precio marginal existen ofertas de ciclo combinado, se tomará. para cada hora, la oferta más restrictiva de cada ciclo combinado entre la oferta simple y precio medio de la oferta compleja del día calculada a partir de la energía casada de esa planta.

Para determinar si en el +10 % del precio marginal existen ofertas de ciclos combinados, se incrementará el precio del mercado en ese 10 %, y se comprobará si existen centrales emisoras que pasarían a ser despachadas en el mercado, teniendo en cuenta tanto sus ofertas simples como complejas.

En la determinación del FMIGt se tendrán en cuenta tanto las unidades de oferta del sistema eléctrico español como portugués.

es el precio medio del gas natural en el mes t, medido en euros (€) por megavatio-hora (MWh). Se calculará como la media del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) de cada uno de los días del período correspondiente en el mercado ibérico del gas (MIBGAS). Los días de negociación se considerará el precio de cierre del mercado, y el resto de los días se considerará el precio de cierre del último día de negociación anterior.

No obstante lo anterior, mientras resulte de aplicación el mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista de conformidad con lo establecido en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, dicho valor no podrá ser superior al valor del precio de referencia del gas natural, P_RGN, regulado en el artículo 3 del referido real decreto-ley, que resulte de aplicación en cada mes de minoración.

Si un determinado mes de aplicación del mecanismo de minoración incorpora días en lo que no se encuentra en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, y días en los que sí se encuentra en vigor dicho mecanismo, para el cálculo del precio medio del gas para dicho mes se utilizará como referencia del gas los valores del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) y el precio de referencia del gas natural, P_RGN, respectivamente.

α es un parámetro de modulación de la minoración, que tomará inicialmente el valor de 0,9.

Si el precio medio en un mes,, es inferior a 20 €/MWh, el importe de la minoración, Yit será nulo en el referido mes.

En el caso de cambio de titularidad de una instalación durante los periodos de aplicación de la minoración, las cuantías, en euros, devengadas por la instalación se calcularán para cada titular considerando el número de días en que cada parte ha ostentado la titularidad de la instalación.»

Disposición final tercera. Modificación del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania.

Se modifica la disposición adicional novena del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, en los siguientes términos:

«Disposición adicional novena. Adaptación normativa de las disposiciones relativas a la retribución de las actividades reguladas.

La financiación que, con respecto al bono social y al suministro de los consumidores a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, deben asumir, según lo establecido en este real decreto-ley, los sujetos que realicen actividades que tengan una retribución regulada, será reconocida como coste en el cálculo de la correspondiente retribución de dichos sujetos.

A estos efectos, las adaptaciones normativas que se estimen necesarias para que se produzca ese reconocimiento habrán de realizarse en el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de este real decreto-ley.»

Disposición final cuarta. Modificación del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica.

Se modifica el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, de la siguiente manera:

Uno. El apartado 1 del artículo 14 queda redactado como sigue:

«1. El reparto de las cantidades a financiar correspondiente a cada actividad citada en el artículo anterior será propuesto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, teniendo en cuenta la facturación agregada libre de impuestos de cada una de las actividades dentro de la cadena de suministro de energía eléctrica.

En el caso de los consumidores directos en mercado se tendrá en cuenta la facturación asociada a la energía consumida por los mismos.»

Dos. El apartado 4 del artículo 14 bis queda redactado en los siguientes términos:

«4. El reparto de las cantidades a financiar entre los comercializadores de energía eléctrica se realizará de forma proporcional a la cuota de clientes a los que suministren energía eléctrica.

Para ello, se definirá un valor unitario expresado en euros por CUPS (€/CUPS) que resultará de aplicación a cada comercializador que conste como activo en el listado de comercializadores de energía eléctrica de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia según lo establecido en el artículo 46.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.»

Tres. Se modifica el apartado 5 del artículo 14 bis de la siguiente manera:

«5. El reparto de las cantidades a financiar entre los consumidores directos en mercado se realizará de forma proporcional a la energía consumida.

Para ello se definirá un valor unitario expresado en euros por MWh (€/MWh) consumido, que resultará de aplicación a cada consumidor directo en mercado en activo.»

Cuatro. Se modifica el apartado 2 del artículo 15 como sigue:

«2. En primer lugar, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará el porcentaje de reparto de las cantidades a financiar correspondiente a la totalidad de sujetos que participan en una misma actividad de forma proporcional a la facturación de dicha actividad antes de impuestos, como la relación entre un término que será el valor de la facturación anual agregada de cada actividad y otro término que corresponderá a la suma de las facturaciones anuales agregadas de todas las actividades.

Esta información será determinada a partir de las estimaciones y los datos provisionales de que se disponga, teniendo en cuenta el volumen de energía previsiblemente generada por los productores, adquirida por los comercializadores y consumida por los consumidores directos en mercado, el precio medio estimado del mercado mayorista y la retribución prevista de los sujetos titulares de las instalaciones de transporte y de los distribuidores de electricidad contemplada en la resolución por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación para el ejercicio al que corresponde la financiación.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia utilizará la mejor información disponible y realizará las estimaciones necesarias en base a parámetros objetivos y públicos, referida al año natural o móvil, garantizando la transparencia, en la fijación del porcentaje a financiar por actividad.

A estos efectos, la citada Comisión publicará anualmente en su página web la información, referida al periodo considerado, relativa a la facturación estimada de cada segmento de actividad para el ejercicio al que corresponde fijar la financiación.»

Cinco. Se modifica el apartado 3 del artículo 15 de la siguiente manera:

«3. Fijado el porcentaje de reparto correspondiente a cada actividad, la citada Comisión calculará el valor unitario a aplicar correspondiente a los productores, sujetos titulares de instalaciones de transporte, distribuidores, comercializadores y consumidores directos en mercado siguiendo los criterios establecidos en el artículo 14 bis.

Para realizar los cálculos, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia estimará el coste de la financiación del bono social y el coste derivado de los impagos a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre del año al que corresponda fijar las cuantías.

Adicionalmente, en la determinación de las necesidades previstas de financiación del coste del bono social, se tendrán en cuenta los saldos, positivos o negativos, que se pudieran generar de ejercicios anteriores.

Asimismo, con base en la mejor información disponible, y en aplicación del principio de prudencia contable, estimará, para el año al que corresponda fijar las cuantías, la energía producida, el número de clientes de distribuidores y comercializadores, y la energía consumida por los consumidores directos en mercado. Además, tendrá en cuenta la última retribución aprobada en concepto de transporte de electricidad para cada sujeto titular de instalaciones de transporte.

A partir de los datos anteriores, la citada Comisión seguirá el siguiente método:

a) Determinación de la cuantía por actividad. La Comisión calculará la cantidad que corresponde financiar a cada actividad aplicando los porcentajes definidos en el apartado 2 de este artículo sobre el coste de la financiación del bono social y el coste derivado de los impagos a que hace referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre estimado.

b) Determinación de los valores unitarios para cada segmento de actividad. La Comisión calculará los valores unitarios definidos en el artículo 14 bis de la siguiente manera:

1. El valor unitario a aplicar a los productores de energía eléctrica en €/MWh se calculará como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los productores de energía eléctrica calculada en el apartado a) y la energía total estimada producida.

1. El valor unitario correspondiente a los sujetos titulares de instalaciones transporte de energía eléctrica en €/ € retribuido se calculará como el cociente entre la cuantía a sumir por parte de los sujetos con instalaciones de transporte calculada en el apartado a) y la cantidad total retribuida a los sujetos titulares de instalaciones de transporte en activo que conste en la última disposición de retribución al transporte aprobada.

1. El valor unitario a aplicar a los distribuidores de energía eléctrica en €/CUPS será calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los distribuidores de energía eléctrica calculada según lo dispuesto en el apartado a) y el número total de CUPS estimados conectados a las redes de distribución.

1. El valor unitario a aplicar a los comercializadores de energía eléctrica en €/CUPS será calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los comercializadores de energía eléctrica calculada según lo dispuesto en el apartado a) y el número total estimado de clientes.

1. El valor unitario a aplicar a los consumidores directos en mercado en €/MWh será calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los consumidores directos en mercado calculada en el apartado a) y la energía total estimada consumida por los mismos.»

Seis. Se modifica el apartado 2 del artículo 16 en los siguientes términos:

«2. La aportación mensual a realizar por cada sujeto obligado se calculará de la siguiente forma:

a) Los productores depositarán la cuantía resultante de aplicar el valor unitario aprobado en la orden ministerial del artículo 15 sobre su medida disponible del mes M en el mes M+1, siendo M el mes a liquidar.

b) Los sujetos titulares de instalaciones de transporte depositarán la doceava parte de la cuantía resultante de multiplicar el valor unitario definido en la orden ministerial a la que hace referencia el artículo 15 por la retribución percibida anual según la última disposición aprobada.

c) Los distribuidores depositarán la doceava parte de la cuantía resultante de aplicar el valor unitario definido en la orden ministerial del artículo 15 por el número de CUPS conectados a su red el último día del mes al que se refiera la aportación.

d) Los comercializadores depositarán la doceava parte de la cuantía resultante de aplicar el valor unitario definido en la orden ministerial del artículo 15 por el número de clientes que tengan el último día del mes al que se refiera la aportación.

e) Los consumidores directos en mercado depositarán la cuantía resultante de aplicar el valor unitario aprobado en la orden ministerial a la que se refiere el artículo 15 sobre su medida disponible del mes M en el mes M+1, siendo M el mes a liquidar. En el caso de falta de medida, se tomará el mejor valor de energía del mes M de que disponga el operador del sistema sobre la base del consumo de sus puntos de suministro en el mes M del año anterior.»

Siete. Se modifica apartado 3 del artículo 16, con la siguiente redacción:

«3. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia recabará la información necesaria para calcular las aportaciones según se establece en el apartado anterior y procederá a la liquidación de las mismas. El operador del sistema remitirá, a tal efecto, los valores correspondientes a los sujetos obligados, cuando resulte necesario, de conformidad con el apartado anterior.»

Ocho. Se modifica el apartado 4 del artículo 16, en los siguientes términos:

«4. Las anteriores aportaciones se realizarán a través de los sujetos de liquidación que estén actuando por cuenta de los sujetos obligados ante el operador del sistema el último día del mes al que se refiera la liquidación. Lo anterior ha de entenderse sin perjuicio de las responsabilidades de pago que corresponden a los sujetos obligados a los que se refiere el artículo 13.»

Disposición final quinta. Modificación de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

Se modifica el segundo párrafo del artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en los siguientes términos:

«Estos parámetros retributivos podrán revisarse para cada periodo regulatorio. Si no se llevara a cabo esta revisión antes del comienzo del periodo regulatorio se entenderán prorrogados para todo el periodo regulatorio siguiente, excepto en el caso del régimen retributivo específico cuya revisión podrá realizarse hasta el 28 de febrero del primer año de cada periodo regulatorio.»

Disposición final sexta. Modificación del 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.

El 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, queda modificado de la siguiente forma:

Uno. Se modifican los apartados 3 y 4 del artículo 22 que quedan con la siguiente redacción:

«3. Cuando el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos se encuentre fuera de dichos límites, se generará, en cómputo anual, un saldo positivo o negativo, que se denominará valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado y se calculará, para el año “i” del semiperiodo regulatorio “j”, como sigue:

a) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” haya sido superior a LS2:

Vajdm_i,j = Nh_i,j * 0,5 * (LS1_i,j- LS2_i,j) + Nh_i,j * (LS2_i,j- P_cesta,_i )

b) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” se haya situado entre LS1 y LS2:

Vajdm_i,j = Nh_i,j * 0,5 * (LS1_i,j - P_cesta,_i )

c) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” haya resultado mayor que LI1 y menor que LS1:

Vajdm_i,j = 0

d) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” se haya situado entre LI1 y LI2:

Vajdm_i,j = Nh_i,j * 0,5 * (LI1_i,j - P_cesta,_i )

e) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” haya sido inferior a LI2:

Vajdm_i,j = Nh_i,j * 0,5 * (LI1_i,j- LI2_i,j) + Nh_i,j * (LI2_i,j – P_cesta,_i )

Siendo:

Vajdm_i,j: Valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado en el año “i” del semiperiodo regulatorio “j”, expresado en €/MW.

Nh_i,j: Número de horas de funcionamiento de la instalación tipo utilizado en el cálculo de los parámetros retributivos de dicha instalación tipo para el año “i” del semiperiodo regulatorio “j”, expresado en horas.

P_cesta,_i: Valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i”, expresado en €/MWh, calculado de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

Pm_i: Precio medio anual del mercado diario e intradiario en el año “i”, expresado en €/MWh.

Pfanual_i: Precio medio del futuro anual con liquidación en el año “i”, expresado en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones de referencia del contrato de futuro anual con liquidación en el año “i” publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en los seis meses anteriores al inicio de su liquidación. Para el año 2023 se considerará el contrato de futuro anual con liquidación en 2023 negociado desde el 1 de octubre de 2022 hasta el 31 de diciembre de 2022.

Pftrim_i,k: Precio medio de los futuros trimestrales para el trimestre “k” del año “i”, expresado en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones de referencia de los contratos de futuros trimestrales con liquidación en el trimestre “k” del año “i” publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en los tres meses anteriores al inicio de su liquidación.

Pfmen_i,l: Precio medio de los futuros mensuales para el mes “l” del año “i”, expresado en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones de referencia de los contratos de futuros mensuales con liquidación en el mes “l” del año “i” publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en el mes anterior al inicio de su liquidación.

a_i: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio anual del mercado diario e intradiario en el año “i”.

b_i: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros anuales para el año “i”.

c_i,k: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros trimestrales para el trimestre “k” del año “i”.

d_i,l: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros mensuales para el mes “l” del año “i”.

Capunt_i: Coeficiente de apuntamiento real de cada tecnología, para el año “i”.

Para el año 2022, el coeficiente a₂₀₂₂ tomará como valor 1 y los coeficientes b₂₀₂₂,del c_2022,1 al c_2022,4, y del d_2022,1 al d_2022,12 tomarán como valor 0.

Para el año 2023, los coeficientes de ponderación tomarán los siguientes valores:

Coeficiente	Valor
a2023	0,75
b2023	0,15
c2023,1 al c2023,4	0,025
d2023,1 al d2023,12	0

Para los años 2024 y 2025, la ponderación de los precios de los mercados de futuros en la cesta de precios será igual o superior al 50 % y al 75 %, respectivamente. Los valores concretos de los coeficientes correspondientes a los años 2024 y 2025 serán fijados por Orden de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, previo acuerdo de la Comisión Delgada del Gobierno para Asuntos Económicos, antes del 1 de julio del año anterior.

En el caso de las instalaciones de pequeña potencia el valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se calculará únicamente considerando el precio medio anual del mercado diario e intradiario para cada año. Para ello el coeficiente a_i tomará el valor 1 y los coeficientes b_i, c_i,k y d_i,l tomarán el valor 0. A estos efectos se considerará que una instalación es de pequeña potencia cuando esté asignada a una de las siguientes instalaciones tipo:

i. Instalaciones tipo de cogeneración del grupo a.1 definido en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 1 MW.

ii. Instalaciones tipo fotovoltaicas del subgrupo b.1.1 definido en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 10 MW. Las instalaciones tipo que no tengan establecido un rango de potencia, se dividirán en dos instalaciones tipo, una con rango de potencia menor o igual a 10 MW y otra con rango de potencia mayor de 10 MW.

iii. Instalaciones tipo eólicas del subgrupo b.2.1 definido en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 5 MW.

iv. Instalaciones tipo de los grupos b.3 y b.4 definidos en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

v. Instalaciones tipo de los grupos b.6, b.7 y b.8 definidos en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 1 MW. Las instalaciones tipo que no tengan establecido un rango de potencia, se dividirán en dos instalaciones tipo, una con rango de potencia menor o igual a 1 MW y otra con rango de potencia mayor de 1 MW.

vi. Instalaciones tipo que provienen de la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, con rango de potencia inferior o igual a 1 MW.

1. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará para cada año natural el precio medio anual del mercado diario e intradiario, como media aritmética de los precios horarios del mercado diario e intradiario y el coeficiente de apuntamiento real de cada tecnología. Los valores obtenidos se publicarán anualmente antes del 15 de enero del siguiente año en la página web del citado organismo.»

Disposición final séptima. Modificación de la Ley 12/2009, de 30 de octubre, reguladora del derecho de asilo y de la protección subsidiaria.

El apartado 1 del artículo 31 de la Ley 12/2009, de 30 de octubre, reguladora del derecho de asilo y de la protección subsidiaria, queda redactado de la siguiente forma:

«1. Los servicios de acogida, su definición, disponibilidad, programas y servicios, específicamente destinados a aquellas personas que soliciten protección internacional, se determinarán reglamentariamente por el Ministerio competente para atender las necesidades básicas de estas personas.

Este Ministerio podrá prestar por sí mismo esos servicios de acogida de forma directa, de forma indirecta por fórmulas contractuales, o bien, mediante la correspondiente autorización de acción concertada a entidades cuando no sea necesario celebrar contratos públicos, tal y como establece el artículo 11.6 de la Ley 9/2017, de 8 de noviembre, de contratos del sector público.

Asimismo, también será posible prestar los servicios de acogida a través de los centros subvencionados a organizaciones no gubernamentales. En ningún caso podrá duplicarse la financiación pública de los servicios prestados por estas organizaciones, concurriendo la financiación obtenida por la autorización de acción concertada y por las subvenciones.

A los efectos de esta ley se entiende por acción concertada el instrumento por el que se concede la autorización a aquellas entidades que cumplan las condiciones previamente fijadas de forma reglamentaria para la prestación de servicios de acogida de responsabilidad pública, debiendo el sistema que se establezca, en todo caso, cumplir todos los requisitos que contempla el artículo 11.6 de la Ley 9/2017, de 8 de noviembre, incluidos los principios de publicidad, transparencia y no discriminación.

La financiación de la acción concertada, el cumplimiento de los requisitos de acceso y el control de la prestación de los servicios se realizará por el Ministerio competente para prestar los servicios de acogida, según se establezca de forma reglamentaria.

Estas entidades habrán de acreditar la disposición de medios y recursos necesarios para la prestación de los servicios de acción concertada. En todo caso, se acreditará la propiedad de los centros en que se vaya a desarrollar la acción concertada, o, en su defecto, el derecho al uso, con este fin, de los bienes inmuebles, ya sean de propiedad privada o pública, por un periodo no inferior al de vigencia de la autorización de acción concertada, que podrá alcanzar cuatro años prorrogables de mutuo acuerdo, por igual periodo, sin perjuicio de poder solicitar una nueva autorización una vez expirada la anterior. Excepcionalmente, en situaciones de necesidad y siempre que concurran razones de interés público, dicho derecho al uso podrá ser por un periodo inferior al de vigencia de la autorización de la acción concertada.

Con carácter general, la Administración anticipará hasta el 50 % de la retribución máxima acordada por las prestaciones y servicios asignados que supondrán entregas de fondos con carácter previo a la justificación, como financiación necesaria para poder llevar a cabo las actuaciones inherentes a la acción concertada.

Los pagos anticipados se deberán asegurar mediante la prestación de garantía. Las entidades no lucrativas autorizadas quedan exoneradas de la constitución de garantía de los fondos entregados.

La falta de constitución y acreditación de la garantía ante el órgano competente implicará la retención del pago de la retribución, hasta el momento en que se acredite, pudiendo dar lugar a la pérdida del derecho al pago de forma definitiva cuando, habiéndose realizado requerimiento previo del órgano concedente para que se acredite la constitución de la garantía, éste no fuera atendido en el plazo de 15 días.

Reglamentariamente se desarrollarán, entre otras materias, los aspectos y criterios de la organización de los servicios de acogida a través de la acción concertada, las condiciones que deben cumplir las entidades para obtener la correspondiente autorización, los supuestos de pérdida de autorización para el caso de incumplimiento de obligaciones, así como el cálculo de su retribución. Este cálculo tendrá en consideración que, la retribución se limitará a los costes necesarios para prestar los servicios establecidos.»

Disposición final octava. Salvaguarda de rango de disposiciones reglamentarias.

Las determinaciones incluidas en normas reglamentarias que son objeto de modificación por este real decreto-ley podrán ser modificadas por normas del rango reglamentario correspondiente a la norma en que figuran.

Disposición final novena. Títulos competenciales.

El presente real decreto-ley se dicta al amparo de lo dispuesto en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuyen al Estado la competencia en materia bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y bases del régimen minero y energético, respectivamente, a excepción de la disposición adicional sexta, que se dicta al amparo de lo previsto en el artículo 149.1.14.ª de la Constitución, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de Hacienda general y de la disposición final séptima, que se dicta al amparo de lo dispuesto por el artículo 149.1.2.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de derecho de asilo.

Disposición final décima. Desarrollo reglamentario.

Se habilita al Gobierno y a la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en el ámbito de sus respectivas competencias, para aprobar cuantas disposiciones sean necesarias para el desarrollo, aplicación y ejecución de lo establecido en este real decreto-ley.

Disposición final undécima. Entrada en vigor.

Este real decreto-ley entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado»

No obstante, la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley será la que se determine en la Orden por la que se publique la Autorización del mecanismo de ajuste por parte de la Comisión Europea a la que se refiere la disposición final primera.

Dado en Madrid, el 13 de mayo de 2022.

FELIPE R.

El Presidente del Gobierno,

PEDRO SÁNCHEZ PÉREZ-CASTEJÓN

ANEXO I. Especificaciones de detalle del funcionamiento del mercado para la aplicación del mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo

Durante la vigencia del mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, y hasta que se apruebe una adaptación de las mismas, serán de aplicación 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, aprobadas por Resolución de 6 de mayo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y modificadas por la Resolución de 11 de noviembre de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se modifican las reglas de funcionamiento del mercado para la introducción de un mecanismo de pago anticipado previo a la emisión de la nota de cargo semanal, con las especialidades establecidas en este anexo.

Uno. Se modifica la Regla 8.ª, que queda como sigue:

«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.»

Dos. Se modifica la Regla 10.ª, que queda como sigue:

«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.»

Tres. Se modifica la Regla 12.ª, que queda como sigue:

«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).»

Cuatro. Se modifica la Regla 19.ª que queda como sigue:

«Regla 19.ª Publicación de información a los agentes para su operación en el mercado.