Resolución de 23 de febrero de 2023, 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 al régimen económico de energías renovables y evolución del comité de agentes del mercado

Esta Resolución se deja sin efecto, por el apartado III.segundo de la Resolución de 23 de mayo de 2024. Ref. BOE-A-2024-11958 conforme se establece en su apartado III. primero.

La Sala de 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.

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 para 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 del mercado. 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.

El Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, regula un nuevo régimen económico para instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables (REER) a través de un mecanismo de subasta, que les garantiza una señal de precio estable, de tal forma que perciben un precio («precio a percibir»), calculado a partir del precio de adjudicación resultado de la subasta, pudiendo ser este corregido a través del porcentaje de ajuste de mercado. Los detalles del mecanismo de cada subasta quedan recogidos a nivel de orden ministerial, en la que se establecen la energía mínima y máxima de subasta y plazo máximo de entrega, cuya cuantificación se realizará mediante la orden por la que se regule el mecanismo de subasta. Las subastas serán convocadas mediante resolución de la persona titular de la Secretaría de Estado de Energía.

El mencionado real decreto establece que la energía negociada en los mercados diario e intradiario por las instalaciones adjudicatarias de las subastas REER debe ser objeto de liquidación por parte del operador del mercado por la diferencia entre el precio a percibir y el obtenido en dichos mercados. Asimismo, la energía negociada en servicios de ajuste y de balance debe ser también objeto de liquidación por la diferencia entre el precio a percibir y el precio del mercado diario. Cabe mencionar que dichas instalaciones no podrán declarar contratos bilaterales físicos.

Establece además que el excedente o déficit económico sea distribuido por el operador del mercado entre las unidades de adquisición nacionales en proporción a la energía diaria programada en su programa horario final después del mercado continuo.

Requiere finalmente que las reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción incorporen el mecanismo de liquidación de la energía de subasta, así como las garantías a aportar por los titulares de las unidades de adquisición para cubrir las posibles obligaciones de pago resultantes.

La Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, 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.

La Resolución de 10 de diciembre de 2020, de la Secretaría de Estado de Energía, convocó la primera subasta de 3.000 MW efectuada el 26 de enero de 2021, para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto en la orden TED/1161/2020.

La Resolución de 8 de septiembre de 2021, de la Secretaría de Estado de Energía, convocó la segunda subasta de 3.300 MW efectuada el 19 de octubre de 2021, para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto en la orden TED/1161/2020.

La fecha de inicio del plazo máximo de entrega de las primeras instalaciones comienza el 31/1/2023. Cabe sin embargo la posibilidad de adelantar la entrada en vigor del mecanismo, ya que en la disposición final 4.2 del Real Decreto 376/2022, de 17 de mayo de 2022, se introdujo un nuevo artículo 18.bis en el RD960/2020 referente a la adhesión a la retribución del régimen económico de energías renovables con carácter previo al inicio del plazo máximo de entrega. Bajo este artículo los titulares de instalaciones podrían solicitar la adhesión al régimen con anterioridad al inicio del plazo máximo de entrega, condicionado a que se encuentre aprobada la normativa necesaria para la correcta aplicación del régimen.

Tercero.

El operador de mercado del MIBEL (OMIE) llevó a cabo entre el 5 de mayo y el 5 de junio de 2022, una consulta pública sobre la propuesta de adaptación de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica al régimen económico de energías renovables y evolución del comité de agentes del mercado, a los operadores del sistema y a todos los agentes de mercado.

Con fecha 8 de julio de 2022, OMIE publicó en la página web del operador del mercado y envió a las entidades reguladoras MIBEL los comentarios recibidos en la consulta pública sobre la propuesta de Reglas, así como la propuesta de Reglas publicada el 5 de mayo de 2022 y la propuesta de Reglas a la vista de los comentarios recibidos.

Esta propuesta revisada tuvo entrada en el registro de la CNMC ese mismo día 8 de julio de 2022. Dado su carácter temporal, la propuesta del operador del mercado no incorpora la modificación del texto de las reglas establecido por el 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.

Cuarto.

Posteriormente, con fecha 27 de septiembre de 2022 tuvo entrada en la CNMC una propuesta del operador del mercado de cambio adicional en las Reglas del Mercado, relacionada con el tratamiento de las ofertas del mercado intradiario continuo.

Quinto.

Adicionalmente, con fecha 7 de noviembre de 2022, el operador del mercado remitió a la CNMC una segunda propuesta de cambio adicional en las Reglas del Mercado, con objeto de permitir el reparto entre los agentes del mercado de los intereses devengados en las cuentas designadas por el operador del mercado.

Sexto.

Con fecha 18 de noviembre de 2022, 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 aprueban las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica para su adaptación al régimen económico de energías renovables y evolución del comité de agentes del mercado». 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 en el plazo de veinte días hábiles.

Séptimo.

Con fecha 18 de noviembre de 2022, se remitió la propuesta de resolución a la Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al respecto.

Octavo.

Con fecha 21 de noviembre de 2022, así como, tras el trámite de audiencia, con fecha 9 de febrero de 2023, se remitió la propuesta de resolución al Consejo de Reguladores del MIBEL, para que aportaran sus comentarios al respecto. Dicho Consejo no ha manifestado oposición a la modificación de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario.

Primero. Habilitación competencial.

El artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, habilita a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia para dictar actos de ejecución y aplicación de las circulares, que habrán de publicarse en el BOE.

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.

Por su parte, el artículo 23 de la Circular 3/2019 establece el procedimiento de aprobación por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de las metodologías, condiciones, reglas de funcionamiento de los mercados y procedimientos de operación y proyectos de demostración.

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 punto 5 del artículo 23 del Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica. Dicho punto 5 establece que las reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción desarrollarán el mecanismo de liquidación de la energía de subasta, así como las garantías a aportar por los titulares de las unidades de adquisición para cubrir las posibles obligaciones de pago resultantes.

Segundo. Síntesis de los cambios propuestos por el operador del mercado: liquidación REER y configuración CAM.

La propuesta de reglas remitida inicialmente por el operador del mercado recoge los aspectos necesarios para la liquidación del régimen económico de energías renovables en aplicación del Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, así como la adaptación del Capitulo V «Comité de Agentes del Mercado» para incorporar una nueva configuración del Comité de Agentes de Mercado a efectos de dotarlo de una nueva estructura y composición, que extienda su representatividad a todos los agentes de mercado que deseen formar parte de él.

A. Incorporación de liquidaciones REER.

Al objeto de liquidar la diferencia entre el precio a percibir establecido por el Real Decreto 960/2020 y el resultante de los mercados diario e intradiario (para el caso de energía negociada en servicios de ajuste y de balance se utilizará el precio del mercado diario) se implementa el mecanismo para la liquidación del REER quedando integrado en las actuales liquidaciones diarias, manteniéndose el actual calendario de liquidación, facturación, cobros y pagos.

Establece el reparto del excedente o déficit diario de manera horaria entre las unidades de adquisición nacionales a excepción de las unidades de almacenamiento (consumo de bombeo, baterías), unidades genéricas, unidades porfolio de generación de compra, unidades de exportación y unidades de compra de servicios auxiliares de unidades de producción.

En el caso de un incumplimiento en el pago no cubierto por garantías suficientes, las garantías disponibles del agente incumplidor se destinarán en primer lugar a cubrir las obligaciones de pago correspondientes a los mercados diario e intradiarios. El resto de las garantías disponibles del agente incumplidor, en su caso, se destinarán en primer lugar a la cobertura de las obligaciones de pago del Régimen Económico de Energías Renovables y, con posterioridad, a aquellos otros requerimientos de garantías que normativamente se contemplen. Los incumplimientos en el pago del déficit se prorratearán entre los titulares de las instalaciones acogidas al REER en proporción a su saldo acreedor tal como se disponía en la Orden TED/1161/2020

El operador de mercado procederá a suspender la participación en el mercado a aquellas unidades de oferta de adquisición nacionales que no hayan satisfecho los requerimientos de garantías REER, y podrá asimismo limitar o suspender a unidades asociadas a instalaciones adscritas al REER ante eventuales situaciones de insuficiencia de garantías. En ambos casos, la suspensión se comunicará al operador del sistema, que procederá a su vez a suspender la actuación de las unidades de programación correspondientes.

Para facilitar toda la operativa se dispone que las instalaciones acogidas al régimen económico REER deberán constituirse en unidades de oferta separadas, no pudiendo asociarse otras instalaciones en esa unidad de oferta, mientras estén adscritas a dicho régimen.

B. Incorporación de nuevas garantías

Además de los tres tipos de garantía que ya había establecidas:

– Garantía de operación para cubrir el valor de las ofertas deudoras que permita a los agentes participar en el proceso de casación correspondiente. (la insuficiencia de esta garantía impedirá su participación)

– Garantía de crédito que responderá de las obligaciones de pago devengadas que se calcula una vez se conozca el resultado de la liquidación

– Garantía complementaria, exigible a los agentes en aquellos supuestos en que el operador del mercado lo considere necesario, bien por existir un riesgo superior a la cobertura de la garantía de operación, bien por otras circunstancias especiales que justifiquen objetivamente la exigencia de garantías complementarias.

La propuesta implementa otros dos tipos de garantías que cubran posibles incumplimientos de obligaciones de pago derivados del mecanismo de liquidación REER:

– Garantía requerida a agentes titulares de unidades de adquisición nacionales para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del posible déficit económico del régimen económico de energías renovables.

Esta garantía llega a cubrir dos días de negociación: el día D (que no es liberado hasta el día D+1 tras recibir a energía despachada en los servicios de ajuste remitida a las 4:00 por el operador de sistema) y el día D+1 para poder hacer ofertas al mercado con entrega el D+1.

Una vez se liquida y factura el día de negociación cerrado D incorporando la liquidación REER, las obligaciones de pago derivadas de dichas facturas serán cubiertas mediante garantías de crédito, debiendo las garantías REER cubrir todavía el día D+1, y a cubrir posteriormente un nuevo día de negociación en el momento de validación de nuevas ofertas para el día D+2

El cómputo de esta garantía considerará 1,5 veces la potencia máxima de adquisición (o su posición horaria máxima en el PHF si la potencia fuera inferior), así como la probabilidad (coeficiente de minoración) de que el precio horario del MD se sitúe por debajo del precio medio de adjudicación de las instalaciones adscritas al REER, suponiendo un volumen de déficit máximo (asignando disponibilidades típicas a toda la potencia REER y asumiendo un precio de mercado igual al precio de exención de la subasta, por debajo del cual la energía se excluye del régimen REER) y el volumen de demanda mínimo esperado.

– Garantía requerida a agentes titulares de unidades de producción nacionales adscritas al régimen económico de energías renovables para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del mencionado régimen económico. Se habilita así a OMIE a establecer una garantía a sujetos REER para cubrir posibles situaciones de riesgo.

C. Modificación del criterio en la cesión de derechos de cobro de las unidades de producción adscritas al REER.

En el caso particular de los derechos de cobro generados por las unidades adscritas al régimen económico de energías renovables, éstos no se tendrán en consideración hasta la liquidación completa del día de entrega que se realizará por el operador del mercado con posterioridad a la recepción de la información comunicada por el operador del sistema, considerándose como derechos de cobro provisionales el mínimo entre los derechos de cobro que resulten de valorar la energía al precio del mercado en el que la instalación haya negociado y los derechos de cobro que resulten de valorar dicha energía al precio a percibir por la instalación.

D. Modificación del comité de agentes del mercado.

Se modifica el actual modelo de funcionamiento y composición del comité de agentes de mercado⁽¹⁾ para adaptarlo los requerimientos establecidos en la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la CNMC y a la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, bajo los cuales, los participantes de mercado deben poder ser informados y consultados de forma transparente y no discriminatoria sobre las propuestas de cambio de reglas y metodologías, de forma que sus opiniones puedan ser consideradas.

⁽¹⁾ La estructura del CAM recogido en las reglas de mercado vigentes está regulada de la siguiente manera:

– Seis representantes de los productores de instalaciones no pertenecientes a fuentes de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos.

– Cuatro representantes de los productores de instalaciones de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos.

– Un representante de los agentes que actúan como representantes.

– Un representante de los comercializadores no residentes.

– Dos representantes de los comercializadores de referencia.

– Cuatro representantes de los comercializadores.

– Tres representantes de los consumidores.

– Dos representantes del «OMI-POLO ESPAÑOL, S.A. (OMIE)».

– Un representante de cada uno de los Operadores del Sistema, español y portugués, sin derecho a voto y sin entrar en turno de presidencia.

El Presidente y el Secretario de este órgano serán elegidos por el Comité de agentes del mercado diario de producción entre sus miembros titulares.