Categoría: Energía y Medio Ambiente

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.
I. Antecedentes de hecho.
II. Fundamentos de Derecho.
Primero. Habilitación competencial.
Segundo. Síntesis de los cambios propuestos por el operador del mercado: liquidación REER y configuración CAM.
A. Incorporación de liquidaciones REER.
B. Incorporación de nuevas garantías.
C. Modificación del criterio en la cesión de derechos de cobro de las unidades de producción adscritas al REER.
D. Modificación del comité de agentes del mercado.
E. Otros cambios menores.
Tercero. Cambios adicionales propuestos por el operador del mercado: reactivación ofertas del continuo, y reparto de intereses .
A. Reactivación ofertas del continuo.
B. Reparto de intereses.
Cuarto. Requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas.
Quinto. Consideraciones sobre las modificaciones propuestas y los comentarios recibidos en el trámite de audiencia.
A. Sobre el mecanismo propuesto para las liquidaciones REER y las nuevas garantías implementadas.
B. Sobre la evolución del comité de agentes.
C. Sobre la reactivación de ofertas del continuo.
D. Sobre el reparto de intereses.
E. Sobre el requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas.
F. Otros.
III. Resuelve.
Anexo: reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
La nueva configuración propuesta permite y facilita informar, consultar y recoger los puntos de vista de todos los interesados de forma transparente y no discriminatoria, pudiendo formar parte del comité de agentes:
– Agentes de mercado que soliciten su participación
– Asociaciones que desarrollen funciones relacionadas con las actividades incluidas en el artículo 6 de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, que representen como mínimo a 3 agentes de mercado y que soliciten su participación.
– Dos representantes del «OMI-Polo Español, SA (OMIE)».
– Un representante de cada uno de los Operadores del Sistema, español y portugués, sin derecho a voto.
– Un representante de cada uno de organismos encargados de la regulación de la energía en el mercado ibérico, sin derecho a voto.
El presidente será responsable de la convocatoria de las reuniones ordinarias y el contenido del orden del día y de dirigir los debates, y será elegido por sorteo entre las asociaciones miembros del Comité, y su presidencia será ejercida por seis meses. OMIE ejercerá la función de secretario que se encargará de extender las actas reflejando los acuerdos alcanzados.
Se introducen algunas mejoras en la operativa del CAM estableciendo reuniones telemáticas, así como una regla de mayoría superior al 50 % para validar los acuerdos, y obligaciones de confidencialidad respecto a las deliberaciones que tengan lugar en sus reuniones.
Por último, el operador del mercado propone un plazo máximo de seis meses desde la entrada en vigor de la resolución de aprobación de las Reglas para que el Comité de Agentes del Mercado adecue su composición, estructura y funcionamiento a lo previsto en el capítulo V.
E. Otros cambios menores.
Dado que la liquidación REER conlleva un requerimiento de garantías que se actualiza periódicamente, la propuesta relaja el cargo a los agentes que superen un número de movimientos de garantías en efectivo por periodo de tiempo ampliando el umbral al sexto movimiento en cada mes natural, y al décimo en los últimos dos meses.
Los cambios adicionales que se especifican a continuación han sido incorporados en la propuesta de Reglas que se incluye en el anexo.
A. Reactivación ofertas del continuo.
Con fecha 27 de septiembre de 2022 tuvo entrada en la CNMC una propuesta del Operador del Mercado de cambio adicional en las Reglas. La propuesta está enfocada al tratamiento de las ofertas del mercado intradiario continuo para adaptarlas a la situación actual que se está observando en este mercado, consistente en un considerable incremento del volumen de ofertas recibidas relacionada con la puesta a disposición de la capacidad en la frontera Francia-España a las 22:00 h y que, de acuerdo con la información proporcionada por el Operador del Mercado, estaría poniendo en riesgo la capacidad de respuesta de sus sistemas.
Según argumenta el operador del mercado en el informe justificativo que acompaña esta propuesta adicional, tras la entrada en vigor del 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, se ha venido observando un aumento sustancial en la diferencia de precios resultante de la casación del Mercado Diario entre las áreas de precio francesa y española.
Esta diferencia de precios ha venido acompañada de un notable incremento en el volumen de ofertas recibidas al mercado intradiario continúo, tras la primera subasta intradiaria a las 15:10, momento en el que se abren a negociación por primera vez los contratos del mercado intradiario continuo para el día siguiente, y en el que los agentes del mercado compiten por ser los primeros en insertar sus ofertas al mismo (ya que de acuerdo con el criterio previsto en la Regla 46.2.7 vigente: «... Las ofertas hibernadas serán reactivadas por orden de llegada a la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado»).
Este incremento del número de ofertas recibidas a las 15:10, para tener preferencia en la reactivación tras la subasta a las 22:00 h, e intentar casar contra ofertas del lado francés mediante envíos masivos, está provocando que otros agentes no puedan realizar sus operaciones impidiendo el adecuado uso de recursos compartidos por todos los agentes de mercado (colas de recepción, tratamiento y respuesta de ofertas) que intentan negociar en el mercado continuo. Se ha observado que muchas de estas ofertas son además erróneas y han de ser rechazadas en el momento de su validación.
Por ello, el operador del mercado propone cambios en las Reglas de Funcionamiento de los Mercados diario e intradiario de Energía de Electricidad, que mitiguen esta situación. En particular, en las reglas 46.2.7 y 46.2.10:
– Se propone establecer un nuevo criterio de reactivación de ofertas al mercado intradiario continuo tras subasta, pasando del actual mecanismo basado en el tiempo de llegada de las ofertas, a otro basado en un criterio de reactivación por orden de precio de las ofertas.
– Se propone descartar la cesta de ofertas completa si alguna de las ofertas contenidas en la cesta ofertara a algún/os contrato/s que no se encuentre en negociación(2).
B. Reparto de intereses.
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.
El operador del mercado justifica esta propuesta en el marco actual de alza en los tipos de interés, que en un corto espacio de tiempo han pasado de tipos negativos a positivos. En este contexto, las entidades financieras están comenzando a remunerar intereses por los saldos de efectivo en las cuentas bancarias. En previsión de que las cuentas bancarias designadas por el operador del mercado para la realización de los abonos y pagos, así como la cuenta bancara para la gestión de garantías, comiencen a devengar intereses, el operador considera que se hace necesario modificar las Reglas mencionadas para permitir el reparto de los intereses devengados entre los agentes del mercado.
El texto propuesto por el operador del mercado está en línea con el que ya estuvo en vigor a estos efectos en las Reglas del Mercado hasta el 31 de diciembre de 2015 (posteriormente, los intereses pasaron a ser negativos por lo que no se ha producido devengo de intereses hasta la actualidad). En definitiva, la modificación propuesta en las reglas 56.7 y 57.6.1 (nueva numeración) habilita a realizar el reparto entre los agentes del mercado de los intereses devengados en las cuentas designadas por el operador del mercado para abonos y pagos, así como en la cuenta bancaria designada para garantías.
El artículo 40 del 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 las congestiones (CACM), prevé la regulación de los productos que pueden ser ofrecidos por los operadores de mercado en las zonas de precio donde han sido designados, para el acoplamiento único diario del mercado eléctrico. Ese mismo artículo establece que los operadores del mercado deben garantizar que el algoritmo de acoplamiento de los precios pueda aceptar ofertas de bloque simple, así como ofertas que abarquen varios periodos horarios. Exige además una revisión bienal de la lista de productos y sus condiciones de aplicación mediante un proceso de consulta efectuado por el conjunto de operadores de mercado a los participantes de mercado, operadores de sistema y reguladores nacionales para garantizar que los productos disponibles reflejen sus necesidades, garantizar la seguridad operacional y cumplir los objetivos del mencionado reglamento.
Los términos y condiciones que determinan dichos productos fueron aprobados por todas las autoridades reguladoras en 2018. En un proceso de revisión posterior, la agencia ACER enmendó dichos términos, mediante Decisión n.º 37/2020, de 22 de diciembre de 2020. La enmienda aprobada por ACER establece que los productos complejos como las complex block orders o las ofertas de ingresos mínimos (MIC) sean considerados como optativos, pudiendo ver su uso restringido en caso de tener que aplicar medidas correctoras cuando el rendimiento del algoritmo no sea aceptable. Introduce además una nueva oferta compleja de ingresos mínimos: las Scalable Complex Orders (SCO) propuesta por los operadores de mercado como una alternativa a las MIC existentes, con la finalidad de mejorar la ejecución del algoritmo, buscando un equilibrio entre la flexibilidad y complejidad que necesitan los sujetos y la escalabilidad del algoritmo para poder proporcionar una solución al proceso de casación. No obstante, la incorporación de las SCO a la lista de productos no implicó en su momento la eliminación de las ofertas complejas existentes, manteniéndose ambas como productos optativos.
La implantación del paquete de energía limpia para todos los europeos conllevará importantes retos para el mercado mayorista eléctrico en los próximos años. El algoritmo Euphemia que ejecuta la casación del mercado diario tendrá que adaptarse a nuevos requerimientos, de entre los que destacan la implementación del enfoque «flow based» en zona centro y norte de Europa, la optimización conjunta con productos de reserva de balance, la extensión del acoplamiento diario a países de la Energy Comunity y, en especial, la implementación de una programación cuartohoraria, como consecuencia de la transición del periodo de liquidación del desvío a quince minutos, lo que debe tener lugar antes del 1 de enero de 2025.
A la vista de las pruebas efectuadas en el segundo trimestre de 2022 por los operadores del mercado, el Market Coupling Steering Comitee comunicó que el paso a la programación cuartohoraria solo era posible bajo ciertas condiciones entre las que aparece la eliminación de las MIC, siendo viable su sustitución por las SCO que tienen menor impacto sobre el rendimiento del algoritmo.
Según las mencionadas pruebas, de mantener las MIC, el algoritmo podría empeorar su rendimiento por debajo de los umbrales requeridos y, por tanto, se haría necesario aplicar medidas correctoras que impidieran su uso, lo que dejaría a los sujetos de mercado sólo la posibilidad de utilizar ofertas simples horarias.
Ante la misma tesitura, varios reguladores u operadores de mercado ya han anunciado su intención de adaptar las ofertas utilizadas en su región, entre ellos, Irlanda e Italia.
Teniendo en cuenta todo lo anteriormente expuesto, se considera oportuno solicitar al operador del mercado ibérico una evaluación de la conveniencia de modificar la tipología de ofertas actualmente vigentes en dicho mercado. En particular, la posibilidad de sustituir las MIC por otro tipo de ofertas complejas, de entre las permitidas por los términos y condiciones que determinan los productos del mercado diario. Se dispone por tanto en esta resolución un mandato al operador del mercado en este sentido, advirtiéndose que este proceso de evaluación deberá comprender una consulta pública a los sujetos del mercado y, en caso de concluir que es necesaria una adaptación de las ofertas, una propuesta de modificación de las reglas del mercado y/o una hoja de ruta con calendario detallado de pasos para su implantación.
Se expone a continuación la valoración por esta Comisión de la propuesta del operador del mercado, así como de los comentarios formulados por los sujetos interesados en los trámites de audiencia.
Durante el trámite de audiencia de la CNMC se han recibido comentarios de ocho sujetos, entre empresas y asociaciones. La mayoría de los comentarios recibidos habían sido ya aportados en el proceso de consulta llevado a cabo por el operador de mercado.
Algunos de los comentarios exceden el ámbito de la consulta, como puede ser el debate sobre la configuración de unidades de programación del operador del sistema y su relación con cada unidad de oferta del operador del mercado, las subastas regionales intradiarias o los horarios de apertura de la negociación continua con Francia. Estas cuestiones serán abordadas en el momento en que corresponda: adaptación de los procedimientos de operación del sistema a las condiciones de servicios de no frecuencia e hibridación de tecnologías, implementación de las subastas intradiarias paneuropeas, etc. Las reglas del mercado podrán adaptarse en el contexto de dichos procesos y/o con posterioridad, tras el correspondiente trámite de audiencia.
A. Sobre el mecanismo propuesto para las liquidaciones REER y las nuevas garantías implementadas.
En líneas generales, se considera que la propuesta del operador del mercado da cumplimiento a la obligación de implementar un mecanismo de liquidación de la energía negociada por las instalaciones REER de acuerdo con el Real Decreto 960/2020 y que consigue una integración del mecanismo en las actuales liquidaciones diarias manteniendo el actual calendario de liquidación, facturación, cobros y pagos.
No obstante, los sujetos han formulado múltiples comentarios en relación con el diseño y cómputo de las nuevas garantías REER. En términos generales, los sujetos cuestionan que resulte óptimo el carácter maximalista del cálculo de las nuevas garantías a depositar por parte de las unidades de adquisición, y sugieren que se consideren algunas alternativas menos gravosas, como utilizar la posición horaria máxima en el PHF (Programa Horario Final) en vez de la potencia máxima de consumo.
A este respecto, cabe señalar que las garantías se han visto considerablemente incrementadas en el último año como consecuencia del elevado precio del mercado, motivado por la crisis energética post-covid y la guerra de Ucrania. Al mismo tiempo, el incremento de los tipos de interés ha agudizado este incrementado del coste de las garantías e incluso ha dificultado el acceso a avales u otro tipo de garantías para los sujetos con menor capacidad financiera, por lo que es comprensible la preocupación mostrada por los sujetos ante un nuevo incremento de garantías.
Sin embargo, debe tenerse en consideración que no se prevé que las nuevas garantías que se están regulando tengan un impacto considerable de forma inmediata ni coincidente con el actual episodio de precios elevados. En primer lugar, su finalidad es cubrir obligaciones de pago para financiar el régimen de las REER. El volumen de generación acogida al régimen REER, y con él el volumen económico a garantizar, será muy pequeño en inicio; irá incrementándose progresivamente en los próximos años, a medida que se vayan incorporando en mercado las instalaciones adjudicatarias de las subastas REER. En segundo lugar, las garantías que se exigen a los compradores son para cubrir obligaciones de pago cuando el precio del mercado diario sea inferior al precio REER, lo que parece poco probable que suceda de forma sistemática en el corto plazo, mientras perdure la crisis energética.
Teniendo esto en cuenta, y volviendo a los comentarios recibidos durante el trámite de audiencia sobre la cuestión de utilizar la posición horaria máxima en el PHF en vez de la potencia máxima de consumo, se concluye que la utilización de la posición máxima en el PHF no resulta oportuna. La elección de criterio de potencia máxima se basa en que cubre de mejor manera los posibles incrementos de consumo sobre históricos. Si se aplicara un modelo basado en históricos, como el máximo PHF, no se garantizaría la cobertura de incrementos de compra por adquisición de nuevos clientes y resultaría obligatorio incorporar un valor de tolerancia para cubrir riesgos remanentes, lo que resultaría en un mecanismo más complicado y acercaría el resultado al modelo del potencial de adquisición. En todo caso, los sujetos pueden ajustar su potencia máxima de compra, y con ella el volumen de las garantías, ya que se trata de un valor declarado por ellos al operador del mercado que en ocasiones se encuentra muy alejado de la necesidad real de compra del sujeto.
A este respecto y de forma más particular algún agente pone como ejemplo el caso de aquellas unidades que transfieren energía entre mercado y contratos bilaterales, con objeto de tener una posición final nula. Cabe destacar que es una acción permitida en el mercado actual, pero en cualquier caso no es obligatoria, además, no corresponde al operador de mercado presuponer siempre que una compra en mercado acabe totalmente cerrada en negociación bilateral, y por tanto dicha compra debe someterse a los mismos cálculos de garantías que el resto de las unidades.
Otra alternativa planteada para disminuir el nivel de garantías exigidas, es utilizar unos valores más reducidos de los coeficientes de minoración para el cálculo del importe de las garantías. A este respecto, se considera que los valores propuestos por el operador del mercado se pueden considerar adecuados para el inicio de la liquidación REER, aportando un buen nivel de cobertura de riesgo ante variaciones bruscas e imprevistas en los precios, y en cualquier caso las reglas contemplan que el operador del mercado puede modificar los parámetros por instrucción en función de la cobertura de garantías observada, una vez la liquidación REER esté operativa.
Se plantea por otro lado la posibilidad de utilizar estimaciones alternativas (como por ejemplo previsiones del Operador del Sistema) para calcular el coeficiente de reparto del potencial déficit de garantías más cercano a los valores esperados en lugar de su valor potencial máximo calculado a partir de potencia máxima de compra que incorporan las reglas como referencia. Sin embargo, la cobertura del riesgo debe cubrir no solo el valor esperado sino posibles variaciones sobre este, por lo que se considera adecuada la propuesta del operador del mercado en el momento actual.
Adicionalmente al cálculo, algunos agentes insisten en la conveniencia de flexibilizar la gestión de garantías. Así, un agente pide que se modifique el modelo de certificado de seguro de caución, de modo que, entre otras cosas, no se ejecute la garantía al quinto día hábil previo a su final de vigencia. Alega el sujeto que esta condición dificulta la posibilidad de conseguir proveedores de seguros de caución. El modelo de certificado se recoge en un documento ajeno a las reglas del mercado que aprueba esta resolución, por lo que quedaría fuera de ámbito, corresponde al operador del mercado ajustar los parámetros si lo estima adecuado. Además, no se considera inoportuna su ejecución, en tanto que la garantía esté dando cobertura a posiciones de compra.
Otro agente pide que se permita constituir garantías en avales o seguros de caución con validez de treinta días (inferior a los cinco meses actuales), y que se amplíen los horarios de recepción de garantías. A este respecto cabe aclarar que este tipo de garantías documentales se conciben como herramientas de largo plazo, los sujetos pueden optar por otros tipos de garantía en más corto plazo, como el depósito en efectivo, o de tipo electrónico y tratamiento automático, que tienen menor coste administrativo y permiten la flexibilización de los horarios.
En una línea parecida, de nuevo enfocado en poder reducir el nivel de garantías exigidas, un agente solicita que se permita realizar dos pagos semanales de efectivo anticipados, incluso sin comunicación previa detallada al operador del mercado. A este respecto, se considera que un pago anticipado semanal resulta suficiente para reducir las garantías a los agentes que dispongan de excedente de tesorería. Desde que se introdujo esta posibilidad en las reglas en 2022 está siendo ampliamente utilizada por los sujetos, lo que demuestra su conveniencia, no obstante, el operador del mercado alega que dar mayor flexibilidad provocaría la existencia de unos costes administrativos mayores que el beneficio que aportaría dicha flexibilidad. En cualquier caso, este tipo de ingresos debe ir debidamente comunicado en tiempo y forma para poder evaluar correctamente la cobertura de garantías de cada agente, por lo que no puede prescindirse de la comunicación previa detallada.
También en cuanto a la gestión de garantías, se recibió comentario sobre la posibilidad de consolidación total de garantías a nivel de grupo empresarial, en línea con la consolidación de cobros y pagos. Se considera que la posibilidad existente ya hoy de cesión de derechos de cobro entre agentes es suficientemente flexible, incluso más al no estar limitada al ámbito del grupo empresarial. Además, no son herramientas comparables, la consolidación de pagos y cobros implica un neteo a efectos de pagos para evitar que un mismo grupo efectúe pagos y cobros en días sucesivos, lo que permite ahorrar trámites administrativos y redunda en beneficio de todo el sistema. Este hecho marca una diferencia respecto a la consolidación a nivel grupo empresarial, que no sería beneficiosa para la amplia mayoría de los agentes del mercado, sino solo para los grandes grupos verticalmente integrados.
En otro comentario se alega la existencia de duplicidad de garantías exigidas a las unidades de adquisición, por ejemplo, considerando las garantías exigidas por la aplicación del 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. Sobre esta cuestión, se debe tener presente que cada garantía requerida responde a un concepto y finalidad diferente, por lo que, aunque se exijan al mismo sujeto no puede considerarse duplicidad.
La propuesta de reglas contempla la posibilidad de suspender a un sujeto por incumplir los requerimientos de garantías para cubrir las obligaciones relativas al régimen económico de energías renovables. El operador del sistema propone no suspender a dichos sujetos, dejando la puerta abierta a que pueda comprar energía para sus clientes, y proceder directamente con una comunicación del incumplimiento a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Esto es porque si se impide a un comercializador adquirir en los mercados diario e intradiario la energía que necesita para suministrar a sus clientes, pero sigue manteniendo a dichos clientes en su cartera, el resultado será un mayor desvío en las liquidaciones finales del operador del sistema, que de no haber podido ser previsto y cubierto con garantías, resultaría en un impago al sistema.
La suspensión prevista en las reglas persigue dar a la falta de garantías para la liquidación REER un tratamiento equivalente al previsto por el Real Decreto-ley 10/2022 para los incumplimientos derivados del mecanismo de ajuste. En efecto, el artículo 11 de dicho real decreto-ley establece que el operador del mercado suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan la obligación de pago de la liquidación, o que no aporten o mantengan las garantías de pago requeridas. Sin embargo, hay que hacer notar que ambos casos no son equivalentes, ya que el Real Decreto-ley 10/2022 prevé que además que la suspensión de un comercializador supondrá el traspaso automático provisional de sus clientes al comercializador de referencia, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación, mientras que esa misma previsión no existe en el caso del mecanismo REER.
Esta Comisión comparte la preocupación del operador del sistema por el riesgo de impagos que, en última instancia, son repercutidos a los sujetos acreedores del sistema, que no son los causantes del problema. Ahora bien, bloquear la suspensión de los sujetos de mercado tampoco resuelve el problema, que, como ha manifestado la CNMC en reiteradas ocasiones, requiere la implementación de un mecanismo eficaz de inhabilitación y traspaso de clientes. Resulta necesario por tanto que, al margen de lo que dispongan estas reglas del mercado, se avance en agilar los procesos de inhabilitación o suspensión de sujetos, en línea con lo previsto en el Procedimiento de Operación 14.3(3)y complementado con lo dicho por la CNMC en su Informe al proyecto de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se estable la metodología de cálculo del PVPC (IPN/CNMC/044/22)(4).
En otro orden de cosas, se ha recibido algún comentario solicitando que las reglas dispongan que el coste de gestión del mecanismo REER sea repercutido a comercializadores y consumidores directos, en lugar de ser considerado un coste regulado reconocido al operador del mercado, de acuerdo con lo dispuesto por la Orden TED/1312/2022, de 23 de diciembre, por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico de aplicación a partir del 1 de enero de 2023 y se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2023. La repercusión del coste a comercializadores y consumidores directos se considera no procedente, de forma análoga a como tampoco se asignan directamente los costes derivados de la gestión y desarrollo de productos complejos (MIC) o portafolios del continuo sobre los sujetos que hacen mayor uso de ellos. Además, estando ya prevista la recuperación de costes por una vía regulada a través de la citada orden, excedería la competencia de la CNMC disponer otra vía en las reglas.
Por último, tal como sugiere un agente, se considera que podría resultar útil publicar los parámetros que resulten necesarios para que los participantes de mercado puedan replicar el cálculo de garantías. Por ello, se solicita al operador del mercado que proceda con el estudio de esta posibilidad.
B. Sobre la evolución del Comité de Agentes.
La propuesta de nueva configuración del Comité de Agentes de Mercado (CAM) modifica la estructura del CAM (actualmente limitada a 25 miembros representantes de las diferentes actividades) y extiende su representatividad a todos los agentes de mercado que deseen formar parte de él, permitiendo así informar, consultar y recoger los puntos de vista de todos los interesados en los desarrollos de propuestas de forma transparente y no discriminatoria incluyendo a los representantes de asociaciones de agentes junto con Operador de Mercado, Operadores del Sistema y Reguladores Nacionales.
Responde así a los objetivos requeridos en el capítulo X («Aprobación de metodologías, condiciones, reglas de funcionamiento de los mercados y procedimientos de operación y proyectos de demostración») 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. En particular, da cumplimiento a lo establecido en los apartados b) y d) del artículo 23.2.b) que requiere al operador de mercado facilitar la participación de los sujetos interesados en el desarrollo de las propuestas de reglas de mercado, teniendo en cuenta sus puntos de vista antes de la remisión de sus propuestas al regulador para su aprobación.
Se considera además que esta configuración del CAM es más acorde con la filosofía de la Directiva (UE) 2019/944, la cual exige que se garantice una participación en el mercado bajo condiciones de competencia equitativas, donde las normas y el trato que se apliquen a todas las empresas eléctricas sean transparentes, proporcionadas y no discriminatorias. En este sentido, la propuesta homogeniza la disponibilidad de información sobre el mercado y extiende a todos los sujetos interesados –y no solo a una representación de estos como es en la regulación actual– la posibilidad de participar de forma activa en los procesos de revisión de reglas del mercado de una forma abierta y transparente desde el inicio del proceso.
La gran mayoría de comentarios recibidos durante el trámite de audiencia han sido favorables a la reforma del CAM, solo un sujeto ha solicitado que no se evolucione hacia un CAM abierto, basándose en el argumento de que se empobrecerá el debate y se perderá eficacia en funciones de propuesta normativa. Esta Comisión no comparte la visión de ese sujeto, por todo lo anteriormente expuesto, y por tanto considera oportuna la reforma del CAM.
Otros sujetos, aunque apoyan la reforma del CAM, plantean cambios de redacción en las reglas que lo regulan a los efectos de limitar la participación, relegando a determinados sujetos, sin participación activa en el mercado, al papel de meros espectadores sin voz ni voto. Esta Comisión entiende que esa configuración sería igualmente válida, pero no se puede identificar a priori que la restricción a la participación sea necesaria para el correcto funcionamiento del CAM.
Respecto a la posibilidad de que el CAM disponga de un reglamento interno y que se prevean en las reglas detalles adicionales de organización, como el papel de liderazgo en caso de ausencia tanto del presidente como su suplente, esta Comisión no ve necesario que se regule en las Reglas hasta este nivel de detalle, nada impide que sean establecidos por el propio OMIE o CAM si así se estima necesario.
Se valora positivamente el carácter telemático de las reuniones y la elección del presidente mediante sorteo entre los representantes de asociaciones, por periodos de seis meses, al objeto de fomentar la máxima participación, al tiempo que se minimiza el coste logístico. No obstante, en el trámite de audiencia se han recibido varios comentarios en el sentido de prever en las reglas la posibilidad de que el CAM se puede reunir físicamente, aunque sea con formato híbrido o con limitación de aforo. Sobre esta cuestión, se reconoce que no resulta necesario que las reglas limiten el carácter físico o telemático del CAM, la decisión al respecto podría ser tomada por OMIE en función de los medios disponibles y el interés de participación. Se ha modificado la redacción de la Regla 25 para indicar que el carácter telemático de las reuniones será preferible, pero sin que ello sea impedimento para una eventual organización presencial.
Por último, con el fin de agilizar la implantación de la nueva configuración del Comité de Agentes del Mercado, esta Comisión ha dispuesto en Regla Final un plazo de tres meses para la entrada en operación de este, lo que supone un acortamiento en tres meses del plazo propuesto por el operador del mercado. Los sujetos se han mostrado favorables a este cambio en el trámite de audiencia.
C. Sobre la reactivación de ofertas del continuo.
Sobre la reactivación de ofertas en el mercado intradiario continuo en el momento de apertura de la negociación en la frontera francesa, se considera adecuada la medida de utilizar un criterio de asignación basado en competitividad de precios, frente a alternativas que fomentan un uso incorrecto de los sistemas, con el riesgo que conlleva de caída de estos.
Solo un sujeto ha alegado en contra de los cambios en las Regla 46.2, dirigidos a limitar la actuación de los robots. Considera el sujeto que estas limitaciones restringirán la inn