Categoría: Energía y Medio Ambiente

roducir como consecuencia de la liquidación de la energía intercambiada por aplicación del acoplamiento de mercados entre MIBEL y Francia o por incidencias que supongan descuadres de programa, se financiará con cargo a cada una de las rentas de congestión y de las subastas explícitas correspondientes al sistema eléctrico español, según corresponda.
A estos efectos, los descuadres que se pudieran producir por anulación de energías negociadas en el mercado intradiario continuo por unidades localizadas en la zona portuguesa que hubieran resultado casadas con unidades fuera del MIBEL se liquidarán a la renta de congestión de la interconexión entre España y Portugal que corresponde al sistema eléctrico español, mientras que los descuadres que se produzcan por anulación de energías negociadas por unidades localizadas en la zona española que hubieran resultado casadas con unidades fuera del MIBEL se liquidarán a la renta de congestión de la interconexión entre España y Francia que corresponde al sistema eléctrico español.
Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevará a tales efectos a las siguientes unidades:
1. Unidades de oferta o porfolio de venta o adquisición de cada titular.
2. Unidades de oferta o porfolio de venta o de adquisición de cada representante cuando en la unidad se oferten energías de titulares representados en nombre propio y por cuenta ajena.
3. Unidades de oferta de cada representante con las que se oferta energía de titulares representados en nombre y por cuenta de terceros. A este efecto se considerará cada unidad de oferta asociada unívocamente a su correspondiente agente representado.
Las anotaciones practicadas a cada unidad de oferta o porfolio se liquidarán al:
− Agente titular de dicha unidad de oferta o porfolio, en el caso de agentes que acuden al mercado directamente o bien representando a otros en nombre propio y por cuenta de terceros.
− Agente representado, en los casos de las unidades de oferta dadas de alta para actuar en nombre y por cuenta de su representado.
A los agentes que participen en el mercado en virtud de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción y en virtud de su actividad como comercializador, consumidor directo en mercado o representación de estas actividades, se les liquidará por separado cada una de estas actividades.
En el caso de unidades de venta correspondientes a unidades de producción participadas por varios agentes del mercado, las anotaciones por las energías que forman parte del programa resultante de la casación del mercado diario se realizarán a cada propietario sobre la base de la asignación detallada en la Regla de “Resultado de la casación del mercado diario”.
En el caso de unidades de venta correspondientes a unidades de producción participadas por varios agentes del mercado, las anotaciones por las energías que forman parte del programa resultante de la casación del mercado intradiario de subastas o del mercado intradiario continuo se realizarán a cada propietario en proporción a su porcentaje de propiedad.
Dado que el operador del mercado actúa como contraparte de cada una de las anotaciones en cuenta resultantes de la liquidación, el saldo final del operador del mercado en cada sesión del mercado diario y de los mercados intradiarios estará siempre saldado a cero, tanto en energía como en volumen económico.»
Ocho. Se modifica el apartado 1 de la Regla 53.ª, que queda como sigue:
«53.1 Liquidación diaria.
Efectuada la casación del mercado diario y de los mercados intradiarios, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes las anotaciones de derechos de cobro y obligaciones de pago correspondientes al programa resultante de la casación.
Con posterioridad a la recepción del último programa horario final para el último periodo de programación del día, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes las anotaciones de derechos de cobro y obligaciones de pago correspondientes a 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.
El día hábil posterior a cada día de contratación, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado, en los sistemas de información de éste la liquidación correspondiente a dicho horizonte diario de programación, con distinción de cada periodo de programación, así como la información sobre los derechos de cobro y obligaciones de pago derivados de la misma. Los días no hábiles se publicará la liquidación con carácter de borrador.
Tal liquidación se realizará de acuerdo con las normas recogidas en las presentes reglas y siempre que se hayan recibido las informaciones necesarias para ello.
La liquidación diaria se considerará provisional si concurre cualquiera de los siguientes motivos:
a) La existencia de reclamaciones pendientes respecto del desarrollo de alguna sesión de contratación del mercado.
b) Estar abierto el plazo para recepción de reclamaciones por parte de los agentes.
c) La existencia de reclamaciones pendientes respecto de la liquidación.
d) La aparición, a posteriori, de valores erróneos en una liquidación considerada como definitiva, que no pudieron ser detectados en su momento por los agentes ni por el operador del mercado.
e) Cualquier otra causa determinante de insuficiencia o inexactitud en las informaciones necesarias para practicar la liquidación.
Expresamente, se hará constar la causa o causas que determinen la provisionalidad.
La liquidación diaria se considerará definitiva salvo que concurra alguno de los motivos a que se refieren los párrafos anteriores.»
Nueve. Se modifican los apartados 1 y 2 de la Regla 54.ª, que quedan como sigue:
«54.1 Agentes del mercado diario de producción a los que se les realiza la facturación.
La facturación se realizará a los agentes que participen en los mercados diario e intradiarios para el conjunto de unidades de producción y adquisición de las que sean titulares, considerando su porcentaje de participación, y por el conjunto de unidades no de su titularidad, pero a las que representan en nombre propio y por cuenta ajena.
A los agentes que participen en el mercado en virtud de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción y en virtud de su actividad como comercializador, consumidor directo en mercado o representación de estas actividades, se les facturará por separado cada una de estas actividades.
A los agentes titulares de unidades de producción reguladas en el artículo 2.1 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, y a los agentes titulares de unidades de adquisición, o a sus representantes en nombre propio, se les facturará el importe resultante de la aplicación del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en dicho real decreto. A efectos de determinar las unidades de adquisición a las que les será de aplicación, se estará a lo establecido en la Regla “Unidades de adquisición a efectos de las liquidaciones del coste total asociado al mecanismo de ajuste”.
Al operador del sistema eléctrico portugués se le facturará la renta de congestión correspondiente al sistema eléctrico portugués que se haya tenido en cuenta en el proceso de separación de mercados en la interconexión entre España y Portugal.
A los operadores del mercado designados en Francia, o terceras partes habilitadas por estos, se les facturará la parte de la renta de congestión correspondiente a la interconexión entre España y Francia que les haya sido liquidada de acuerdo con las reglas de liquidación.
Al operador del sistema eléctrico español se le facturarán las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español que se hayan tenido en cuenta en el proceso de separación de mercados en las interconexiones entre España y Portugal.
54.2 Determinación de las transacciones de compra-venta en el mercado de electricidad.
La determinación de las transacciones que se producen en el mercado de electricidad entre los agentes del mercado es necesaria para que se pueda realizar la facturación de manera adecuada.
Existirá una transacción por cada venta de un agente del mercado en cada periodo de programación y en cada mercado o segmento de liquidación en la que el operador del mercado será la contraparte compradora. Asimismo, existirá una transacción por cada adquisición de un agente del mercado en cada periodo de programación y en cada mercado o segmento de liquidación en la que el operador del mercado será la contraparte vendedora.
Existirá una transacción en cada periodo de programación y en cada mercado en el que se haya liquidado renta de la congestión entre cada uno de los titulares de la misma en los términos de la legislación aplicable y el operador del mercado, que será la contraparte.
Existirá una transacción en cada periodo de programación en el que un titular de unidad de adquisición tenga energía programada en el último programa horario final del día y se liquide el coste del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo. El operador del mercado será la contraparte vendedora.
Existirá una transacción en cada periodo de programación en el que un titular de instalación con derecho a percepción del ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, tenga apuntes en cuenta correspondientes a los derechos de cobro del ajuste, recogidos en la Regla “Liquidación del ajuste a las instalaciones de producción”, en la que el operador del mercado será la contraparte compradora. Asimismo, existirá una transacción en cada periodo de programación en el que un titular de instalación con derecho a percepción del ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, tenga apuntes en cuenta correspondientes a obligaciones de pago del ajuste, recogidos en la Regla “Liquidación del ajuste a las instalaciones de producción”, en la que el operador del mercado será la contraparte vendedora.»
Diez. Se modifica el apartado 4 de la Regla 54.ª, que queda como sigue:
«54.4 Conceptos incluidos en la factura.
La factura incluirá, además de los datos del suministrador y del adquirente de energía tal como se indica en la Regla de “Expedición de la factura”, los siguientes conceptos:
– Serie de factura como entidad suministradora de energía para cada agente suministrador y numeración correlativa.
– Serie de factura como entidad adquirente de energía, que será la serie del operador del mercado, con numeración correlativa.
– Fecha de expedición.
– Fecha de vencimiento.
En el caso de la factura a una entidad adquirente de energía, los siguientes datos de cabecera de factura del agente comprador, referidos a la sede de la actividad económica o del establecimiento permanente al que se suministra la energía, en caso de que se trate de un sujeto pasivo revendedor según la Directiva 2006/112/CE del Consejo, de 28 de noviembre de 2006, relativa al sistema común del impuesto sobre el valor añadido, o los datos de su establecimiento situado en el territorio en el que se consume la energía en el caso de otros sujetos pasivos:
– Razón social del agente.
– Persona a cuya atención se expide la factura.
– Código de Identificación Fiscal (CIF).
– Dirección.
– Código Postal.
– Ciudad.
– Provincia.
– País.
En el caso de la factura de una entidad suministradora de energía, como regla general, se incluirán los mismos datos de cabecera de factura que se han comunicado para la factura como entidad adquirente. No obstante, lo anterior, los agentes que han comunicado en dichos datos un establecimiento permanente al cual se suministra la energía situado fuera del territorio español, si poseen un establecimiento permanente o domicilio fiscal en el territorio español que intervenga en las entregas de electricidad, deberán comunicar los datos anteriores referidos a dicho establecimiento para que sean utilizados en la factura de la entidad suministradora.
La factura incluirá el importe a pagar o a cobrar por las operaciones de compra o venta realizadas en el mercado, que incluye la liquidación de los mercados diarios e intradiarios, liquidación del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica realizada por el operador del mercado, así como los conceptos que reglamentariamente se determinen.
El importe que por este concepto figura en la factura de la entidad suministradora coincide con el importe total de las transacciones acreedoras del agente.
El importe que por este concepto figura en la factura de la entidad adquirente de energía coincide con el importe total de las transacciones deudoras del agente.
La factura incluirá también las cuotas e impuestos reglamentarios, que se detallan en la Regla “Cuotas e impuestos aplicables”.»
Once. Se modifica el apartado 2.3 de la Regla 55.ª, que queda como sigue:
«55.2.3 Costes derivados de la armonización de los ciclos de pagos.
El operador del mercado, en su función como contraparte central de los intercambios de energía con los sistemas eléctricos francés, portugués y marroquí, armonizará los desfases temporales entre los cobros y los pagos a través de la correspondiente financiación:
– Los operadores del mercado, designados en España y en Francia, o terceras partes habilitadas por éstos, se harán cargo del 50 % del coste de la financiación requerida para hacer frente a los pagos entre ambos sistemas. El coste asignado al operador del mercado español se financiará con cargo a las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español.
– Asimismo, el coste de la financiación necesaria para cubrir el desfase entre el IVA soportado y el IVA repercutido por el operador del mercado derivado de su actuación como contraparte central de las exportaciones, importaciones e intercambios intracomunitarios en el mercado, se financiará con cargo a las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español del conjunto de las interconexiones.
– Mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, el coste de los saldos acreedores en la cuenta bancaria del operador del mercado originado por las rentas de congestión netas transferidas por parte del operador del sistema, procedentes de las subastas mensuales de asignación de capacidad en frontera con Francia, se financiará con cargo a las rentas de congestión del sistema eléctrico español del conjunto de las interconexiones.»
Doce. Se modifica el apartado 8 de la Regla 55.ª, que queda como sigue:
«55.8 Régimen de impagos e intereses de demora.
En el supuesto de impago, el comprador en el mercado incumplidor vendrá obligado al pago de una penalización. Las cantidades adeudadas y no pagadas devengarán intereses de demora, a contar desde la fecha en que el pago fuera exigible sin que se haya verificado, hasta la fecha en que efectivamente se haya abonado la cantidad pendiente, tal y como se determina a continuación.
Si a las 11 horas de la fecha de pago el banco del operador del mercado no ha recibido notificación firme de la ejecución del pago emitirá un certificado, indicando el agente y el importe incumplido. Tras recibir esta notificación el operador del mercado aplicará una penalización fija a cada agente incumplidor de 300 euros y ejecutará, previa notificación al interesado, la garantía constituida, conforme se establece en la Regla “Criterios de actuación frente a incumplimientos”:
1. Si la ejecución de la garantía permite el cobro inmediato de la misma, el operador del mercado efectuará el conjunto de los pagos previstos.
2. Si la ejecución de la garantía no permite el cobro por el operador del mercado de la cantidad adeudada:
– Se minorará a prorrata los derechos de cobro de los agentes del mercado que resulten acreedores en el horizonte de liquidación, lo que origina un préstamo al agente moroso de dichos agentes. Dicha minoración no afectará en ningún caso a la liquidación correspondiente a los operadores del mercado designados en Francia o entidad habilitada por éstos.
– La cantidad adeudada devengará intereses por los días de demora al tipo €STR(Euro Morales Rate)más trescientos puntos básicos, con un mínimo de 200 euros, a cargo del agente moroso.
Las cantidades adeudadas se calcularán según la fórmula siguiente:
Siendo:
D: cantidad adeudada incluidos intereses de demora y la correspondiente penalización por incumplimiento.
E: cantidad adeudada y no pagada, excluidos intereses de demora.
i: tipo de interés de demora.
P: periodo de liquidación de intereses.
El tipo de interés de demora aplicable será el resultante de aplicar el tipo de interés interbancario según el tipo medio que publique diariamente el Banco de España para depósitos a un día (Euro Short-term Rate- €STR) más tres puntos porcentuales.
Si un titular de una unidad de adquisición incumpliera el pago de la liquidación del coste del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica, el operador del mercado ejecutará sus garantías y en caso de que éstas no fueran suficientes, prorrateará la cantidad adeudada entre los titulares de instalaciones perceptoras del ajuste en proporción al saldo acreedor del importe del ajuste a percibir por dichas instalaciones. El operador del mercado comunicará a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico los incumplimientos de pago que se produzcan.
Una vez saldada la deuda, el operador del mercado procederá a la regularización de la misma, abonando la cantidad que resultó impagada más los correspondientes intereses de demora a los acreedores según lo establecido en los apartados anteriores.
Los importes correspondientes a los intereses de demora serán de aplicación siempre que el impago provoque la aplicación de prorrateos de la cantidad impagada entre los agentes acreedores y esto suponga un retraso en el cobro de estos últimos. Los prorrateos se realizarán el día de cobros.
Con independencia de lo anterior, el agente incumplidor será responsable de todos los daños y perjuicios causados por el retraso.»
Trece. Se modifica el apartado 1 de la Regla 56.ª, que queda como sigue:
«56.1 Constitución de garantías.
Los agentes del mercado que puedan resultar deudores como resultado de sus operaciones en el mercado o en las liquidaciones del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, deberán prestar al operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas derivadas de sus transacciones, de tal modo que se garantice a los acreedores el cobro íntegro de la energía eléctrica suministrada, al precio de la misma así como los demás conceptos incluidos en la Regla de «Cuotas e impuestos aplicables», y como máximo en el siguiente día que se produzca la liquidación del periodo correspondiente.
La falta de prestación de esta garantía, su falta de aceptación por el operador del mercado por considerarla insuficiente o inadecuada, o su falta de mantenimiento y actualización, impedirán al agente del mercado intervenir en el mercado.»
Catorce. Se modifica el apartado 5 de la Regla 56.ª, que queda como sigue:
«56.5 Tipos de garantías.
Los agentes del mercado, si desean participar en los mercados, deberán presentar:
– Una garantía de operación para cubrir el valor de las ofertas deudoras de las unidades de las que el agente es titular, siempre que la oferta la realice directamente el titular o su representante en nombre y por cuenta ajena, y el valor de las ofertas deudoras de las unidades a las que represente en nombre propio.
La insuficiencia de esta garantía impedirá al agente participar en el proceso de casación correspondiente.
Asimismo, los agentes del mercado están obligados a prestar las siguientes garantías:
– Una garantía de crédito que responderá de las obligaciones de pago devengadas y no pagadas. Esta garantía de crédito no será fijadaa prioripor el operador del mercado, sino que se calculará una vez se conozca el resultado de la liquidación. Los agentes que hayan aportado una garantía de operación que haya permitido la casación de su oferta, tendrán cubierta la garantía de crédito requerida como resultado de la liquidación de dicha transacción mediante la conversión automática en garantía de crédito de la parte de garantía de operación que resulte necesaria.
– Una garantía complementaria, exigible a los agentes en aquellos supuestos en que, previa consulta al Comité de Agentes del Mercado, 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.
A este respecto, el operador del mercado podrá solicitar a una compañía deratingla calificación del riesgo del agente que actúe como comprador a efectos de justificar objetivamente la exigencia de una garantía complementaria con coste repercutible al agente afectado.
– Una garantía requerida a agentes titulares de unidades de adquisición para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del coste del mecanismo de ajuste de los costes de generación de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
El Comité de Agentes del Mercado podrá solicitar en cualquier momento que se le informe de las garantías exigibles a un agente y de las garantías aportadas.»
Quince. Se modifican los apartados 7.1 y 7.2 de la Regla 56.ª, que quedan como sigue:
«56.7.1 Información de garantías puesta a disposición de los agentes.
Para que los agentes conozcan en todo momento el importe de las garantías de crédito que en cada momento correspondan, y puedan estimar si disponen de suficientes garantías de operación para sus operaciones en el mercado, así como la vigencia de sus garantías, el operador del mercado, pondrá a disposición de los agentes a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, la siguiente información permanentemente actualizada:
a) Balance de garantías, o garantía de operación, para las siguientes sesiones de mercado con la mejor información disponible hasta el momento.
b) Parámetros para estimación de la cobertura de sus ofertas. Este valor es orientativo y no supone responsabilidad alguna del operador del mercado respecto de la suficiencia o no de garantías de operación del agente.
c) Fecha de caducidad de las garantías formalizadas.
d) Los requerimientos de garantías solicitados a las unidades de adquisición para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, así como su estado de cumplimiento.
56.7.2 Balance de garantías.
El operador del mercado dispondrá del balance de garantías de cada agente actualizado en todo momento, como garantía de operación para ser considerado en las siguientes sesiones de casación de cada mercado, tanto en el momento de la inserción de ofertas como en las verificaciones previas a la casación.
El balance de garantías de un agente en un momento determinado se formará como suma de los siguientes asientos:
a) Garantías presentadas y aceptadas por el operador del mercado.
b) Facturas diarias de adquisición o, en su defecto, borradores (con valor negativo), acumuladas del agente en el horizonte actual o en el siguiente
c) Derechos de cobro del propio agente no cedidos a terceros o bien recibidos de un tercero cedente, como resultado de las facturas de venta o, en su defecto, borradores, acumulados en el horizonte actual o en el siguiente.
d) Saldo neto deudor (con valor negativo) de los derechos de cobro propios no cedidos o recibidos de terceros y de las obligaciones de pago acumulados, como resultado de las facturas en el horizonte anterior hasta que el pago se considere efectuado.
e) Saldo neto acreedor (con valor positivo) de los derechos de cobro propios no cedidos o recibidos de terceros y de las obligaciones de pago, como resultado de las facturas en el horizonte anterior hasta la hora máxima para su consideración, que será la hora del día de emisión de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de “Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes”.
f) Cobros (con valor positivo) retenidos al agente del horizonte previo para cubrir obligaciones de pago del horizonte actual del agente al que se los cede hasta que dichos cobros se conviertan en una garantía en efectivo del agente beneficiario de los mismos el día de cobros.
g) Anotaciones, con signo negativo, por el valor de las ofertas deudoras incorporadas al proceso de casación del mercado diario o de alguna sesión de subasta del mercado intradiario en tanto dicho mercado no se liquide, según se establece en las Reglas de “Elementos básicos del procedimiento de casación del mercado diario” y de “Verificación del cumplimiento de garantías”.
h) Importe de garantías reservado a la negociación en el mercado intradiario continuo, con signo negativo, incluyendo la reducción practicada en caso de que no existiese excedente suficiente.
i) Importe de las garantías requeridas, con signo negativo, a las unidades de adquisición para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
j) Importe de transacciones de adquisición y venta en el mercado intradiario continuo tras cada sincronización y en tanto no se incluyan en las facturas o borradores.
k) Importes derivados de cualquier otra obligación ante el operador del mercado en relación con su actuación en el mismo
Los asientos que tengan origen en solicitudes de los agentes a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, se aceptarán y tramitarán según los plazos establecidos en la Regla de “Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes”.
Los asientos de los puntos b) y c) se anotarán tan pronto como se realice la facturación tras cada casación de una sesión de mercado y tras cada sincronización con la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado.
A efecto de balance de garantías, la liberación de la garantía por el pago efectuado se realizará de acuerdo con lo establecido en la Regla de “Obligaciones para los agentes del mercado que resulten como compradores”.
Los asientos de retención del cobro, en su caso, se anotarán en la hora del día de emisión de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de “Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes” para la consideración del saldo acreedor del punto e).»
Dieciséis. Se modifica el apartado 7.3.1 de la Regla 56.ª, que queda como sigue:
«56.7.3.1 Garantías de operación y de crédito.
El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes en su sistema informático un simulador de las garantías de operación y de crédito que el sujeto podría necesitar en función de su actividad prevista en el mercado y de los precios recientes. Dicho valor será considerado una estimación siendo responsabilidad del agente el disponer de las garantías apropiadas.
Dicha simulación permitirá, a los sujetos que lo deseen, formalizar dicho importe como garantía con antelación a su participación en el mercado, y sólo si dicho importe se tornase insuficiente para cubrir las garantías de operación necesarias para sus ofertas, deberían aportar garantías adicionales.
El criterio para realizar dicha estimación será el siguiente:
Sea
EOP = previsión de compras en el mercado diario en N días con unidades de adquisición, excepto las de consumidor directo a mercado.
EDC = previsión de ventas en el mercado diario en N días con unidades de venta.
EOPcd = previsión de compras en el mercado diario en N días con unidades de adquisición de consumidor directo a mercado.
RIE = porcentaje con derecho a beneficiarse de reducción en el Impuesto de Electricidad en caso de que el agente ostente o represente la actividad de consumidor directo en mercado en España y disponga de CIE.
EOFC = energía máxima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con el conjunto de sus unidades, excepto con las de consumidor directo a mercado
EOFcd = energía máxima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con las unidades de consumidor directo a mercado
N = número de días comprendidos en el horizonte de liquidación más los días adicionales hasta el pago. Tendrá como mínimo el valor de 10 y podrá valer hasta 15 en caso de festivos y días inhábiles en el Banco de España.
PEST = precio medio ponderado por la energía en zona española y portuguesa del precio español y portugués en cada hora de los últimos 30 días. El precio español o portugués en cada hora será la media ponderada por la energía casada en la hora en la zona correspondiente en cada mercado, del precio del mercado diario en la zona, de cada uno de los intradiarios de subastas en la zona y del precio de referencia del mercado continuo en la zona.
PC = precio máximo positivo al que el agente espera ofertar sus compras
IE = Cuota del Impuesto Especial sobre la Electricidad. Se aplicará a la empresa facturada según las normas establecidas, que se detallan en la Regla de “Impuesto Especial sobre la Electricidad”.
IVA = cuota del Impuesto del Valor Añadido en España, en valor unitario. Se aplicará a la empresa facturada según las normas establecidas, que se detallan en la Regla de “Impuesto del Valor Añadido”.
GC = garantía de crédito.
GMIC = volumen de garantía destinado a la negociación en el mercado intradiario continuo en cada ciclo de sincronización.
La garantía de crédito será:
a) Si el agente está establecido en España:
b) Si el agente no está establecido en España:
Los derechos de cobro que el agente podrá cederse a sí mismo o a terceros serán:
a) Si el agente está establecido en España:
b) Si el agente no está establecido en España:
La garantía de operación será:
a) Si el agente está establecido en España:
b) Si el agente no está establecido en España:
El total de las garantías necesarias para el agente, en el supuesto de que se ceda los derechos de cobro a sí mismo será:
En el caso de titulares de unidades de adquisición deberán aportar adicionalmente el valor correspondiente al requerimiento de garantías para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, recogido en la Regla “Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición”.»
Diecisiete. Se incluye un nuevo apartado 7.3.2 de la Regla 56.ª, con el siguiente texto:
«56.7.3.2 Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición.
Para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica, el operador del mercado requerirá unas garantías específicas a los titulares de unidades de adquisición. Estas garantías se cuantificarán valorando la energía máxima diaria de compra de las unidades de oferta de adquisición de dichos titulares que no se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en el artículo 8 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, al Precio de Riesgo de Ajuste (PRAJ), tal y como se define a continuación:
Siendo:
GAJ: garantías requeridas a los titulares de unidades de adquisición para cubrir el coste correspondiente al mecanismo de ajuste.
Pmax(ua,z): potencia máxima de cada unidad de adquisición en la zona de precio z de la que el agente es titular o representante en nombre propio, expresada en MW. No se considerarán en el cómputo las potencias de unidades de almacenamiento (consumo de bombeo o baterías), unidades de consumo de servicios auxiliares de instalaciones de generación, unidades genéricas o unidades porfolio de compra.
EEXA(z,d): energía diaria exenta del pago del ajuste declarada por el agente titular en la zona de precio z en el día de cálculo d, según se establece en el artículo 8 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, expresada en MWh.
p: número de periodos de programación del día. Siendo p igual a 24 en programación horaria.
r: resolución del periodo, tomando el valor 1 en resolución horaria.
n: número de días a cubrir por dichos requerimientos. Siendo n igual a 2.
PRAJ: precio de riesgo de ajuste, expresado en €/MWh.
El importe del requerimiento de garantías calculado con la fórmula anterior, se incrementará con los impuestos y cuotas aplicables que correspondan en cada caso.
La modificación al alza de la potencia máxima configurada en el Operador de Mercado para una unidad de adquisición, conllevará el correspondiente recálculo de las garantías requeridas para cubrir el coste del mecanismo de ajuste (GAJ).
El precio de riesgo de ajuste (PRAJ) se calculará como:
Siendo:
Cmax: coste máximo del mecanismo del ajuste que se puede producir en un periodo de programación.
Ec: energía mínima de compra no exenta del pago del coste del ajuste, del conjunto de unidades de adquisición que se haya producido en un periodo de programación dentro del periodo de cálculo.
El periodo de cálculo comprenderá inicialmente un intervalo de 30 días ya completamente cerrados. El Operador del Mercado podrá establecer el valor para el periodo de cálculo mediante instrucción.
El valor obtenido para el precio PRAJ se redondeará al alza, a dos decimales.
El coste máximo en un periodo de programación se producirá al concurrir al mercado toda la energía susceptible de ser retribuida a través del mecanismo de ajuste. Este coste máximo se calculará como:
Siendo:
Pmax(up): potencia máxima de cada instalación (up) con derecho a percibir el ajuste, expresada en MW.
α: factor de modulación que tomará valores según el precio de referencia del gas, de acuerdo con la siguiente tabla:
δ: Coeficiente de minoración dependiente de la programación del conjunto de las instalaciones con derecho a ajuste, y de la energía máxima de dichas instalaciones en un periodo de entrega. Para su cálculo se tomará la hora del periodo de cálculo con el máximo cociente entre la suma de energía programada en los mercados diario e intradiario para el día de entrega a todas unidades de venta con derecho a percibir el ajuste de costes en esa hora (Ep) y la suma de la energía máxima horaria de las mismas (Emax). El valor del coeficiente de minoración tendrá un decimal y se redondeará al decimal superior. El Operador del Mercado podrá establecer un valor mínimo para este parámetro por instrucción.
Siendo:
r: resolución del periodo, tomando 1 en resolución horaria.
max(Y): máxima cuantía unitaria del ajuste de costes en los días comprendidos en el periodo de cálculo. El mecanismo de cálculo de la cuantía unitaria Y se define en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
El término Ec se calculará como:
Siendo:
Eadq(h,ua): la energía en el programa horario final de cada unidad de adquisición (ua) en cada periodo de programación h, del periodo de cálculo, excluyendo sábados, domingos y festivos en España.
EEXU( h): demanda que se beneficia de las coberturas declaradas de acuerdo con el artículo 8 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, en el periodo h.
El operador del mercado actualizará el precio de riesgo de ajuste semanalmente, sin perjuicio de que pueda actualizar dicho valor ante previsiones de variaciones del precio de referencia del gas, demanda o total de energía retribuida mediante el mecanismo de ajuste de costes. Dicho parámetro se comunicará a los agentes a través del Sistema de Información del Operador del Mercado.
Los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición y su estado de cumplimiento podrán consultarse a través del Sistema de Información del Operador del Mercado. En caso de insuficiencia de garantías para cubrir el requerimiento calculado, los agentes dispondrán de 3 días hábiles para aportar las garantías necesarias y dar cumplimiento al requerimiento.
Todos los parámetros podrán ser modificados mediante instrucción del operador del mercado.»
Dieciocho. Se modifica el apartado 7.4.1 de la Regla 56.ª, que queda como sigue:
«56.7.4.1 Cálculo de los derechos de cobro reconocidos que se pueden ceder a terceros.
Los derechos de cobro que un agente del mercado puede ceder a otro agente y que se considerarán válidos para la constitución de garantías serán los que consten en las facturas de venta o borradores de las mismas que aún no hayan sido incluidos en la nota de abono o cargo del correspondiente horizonte de liquidación.
En el caso particular de los derechos de cobro correspondientes al mecanismo de ajuste del coste de producción de energía eléctrica regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, éstos no se tendrán en consideración hasta la liquidación completa del día de entrega que se realizará por el operador del mercado una vez finalizada la negociación del cada día de entrega.
En el balance de las garantías se tendrán en cuenta los derechos de cobro resultantes de las liquidaciones del mercado de un agente como instrumento válido y eficaz de garantía de un tercero.»
Diecinueve. Se modifica el apartado 9 de la Regla 56.ª, que queda como sigue:
«56.9 Criterios de actuación frente a los incumplimientos.
Se consideran los siguientes tipos de incumplimiento:
1. Incumplimiento por demora en el pago.
En caso de que algún agente del mercado incumpliera, en todo o en parte, cualquiera de sus obligaciones de pago derivadas de las transacciones llevadas a cabo en el mercado, el operador del mercado ejecutará con la máxima diligencia y con la mayor brevedad las garantías constituidas, a fin de asegurar el cumplimiento de las obligaciones del agente del mercado incumplidor.
Asimismo, a los efectos de lo dispuesto en el artículo 86 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, si el agente incumplidor es un consumidor directo en mercado, el operador del mercado comunicará inmediatamente dicho incumplimiento, al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
2. Incumplimiento en el mantenimiento de los instrumentos de garantías.
En el caso de que transcurrido el quinto día hábil anterior a la fecha de expiración de la garantía ésta no hubiese sido sustituida por una garantía con vigencia superior a los cinco días hábiles siguientes, se ejecutará el importe necesario para cubrir los requerimientos pendientes.
En relación con los avales, líneas de crédito o seguros de caución prestados ante el operador del mercado que no cumplan con los requisitos establecidos, o bien aquellos que dejen de cumplirlos por una rebaja sobrevenida de su calificación, el operador del mercado requerirá su sustitución por otra garantía válida en el plazo de diez días hábiles.
Si la entidad avalista o aseguradora fuese declarada en suspensión de pagos o quiebra, o hubiera quedado sin efecto la autorización administrativa para el ejercicio de su actividad, el obligado a prestar garantía deberá sustituir dicha garantía por otra, de la misma modalidad o de otra de las recogidas en este punto, dentro de los siete días hábiles siguientes a la fecha en que se produzca el cambio en la situación de la entidad avalista o aseguradora.
Si transcurrido el plazo establecido en los dos párrafos anteriores, las garantías no se hubieran sustituido, se ejecutarán en la cantidad necesaria para cubrir los requerimientos de garantías del incumplidor.
3. Incumplimiento de los requerimientos de garantías para cubrir las obligaciones relativas al mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
En caso de que algún agente del mercado no atendiera total o parcialmente al requerimiento realizado por el operador del mercado, de acuerdo a lo establecido en la Regla “Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición”, el operador del mercado inhabilitará con la máxima diligencia y con la mayor brevedad al agente incumplidor del requerimiento. Dicha inhabilitación será comunicará al operador del sistema español o portugués en el que estén situadas sus unidades, que procederá de manera inmediata, a la inhabilitación de las unidades de programación de dicho agente.
Asimismo, a los efectos de lo dispuesto en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, si el agente incumplidor es un consumidor directo en mercado, el operador del mercado comunicará inmediatamente dicho incumplimiento, al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
La ejecución de la garantía por cualquiera de los motivos recogidos en este punto conllevará el pago de una penalización del 0.01 % de la cantidad ejecutada, con un mínimo de 300 euros, que se abonará al operador del mercado. Dichos valores podrán modificarse mediante instrucción del operador del mercado.»
Veinte. Se modifica el apartado 1 de la regla 57.ª, que queda como sigue:
«57.1 Secuencia de operaciones del mercado diario
A continuación, se establece la secuencia de las operaciones del mercado diario, donde las horas indicadas corresponden a la Hora Central Europea (CET).
a) Antes de las 9:45 horas, el operador del Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS), facilitará al operador del mercado el precio del gas natural en €/MWh que se corresponde con el parámetro PGNregulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
b) Una vez recibido el parámetro PGNy antes de las 10:00 horas, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes el precio anteriormente mencionado, así como el valor del término “Y” de la cuantía unitaria del ajuste.
c) Antes de las 10:30, el operador del mercado pondrá a disposición de los operadores de sistema la cuantía unitaria del ajuste.
d) Antes de las 10:30 horas, los operadores del sistema habrán puesto a disposición del operador del mercado la información sobre:
– La mejor previsión de la demanda, referida a meses completos y publicada en los primeros quince días del mes anterior a aquél al que se refiere la previsión.
– La situación de la red de transporte y las indisponibilidades parciales o totales de las unidades de producción o adquisición de energía eléctrica.
– La capacidad máxima de importación y exportación en cada una de las interconexiones internacionales, con un horizonte diario, con valores horarios.
– La capacidad disponible de importación y exportación en cada una de las interconexiones internacionales, para el día siguiente, para su consideración en el proceso de casación del mercado diario.
– Las ejecuciones de contratos bilaterales nacionales con entrega física o con unidades de programación genérica, de que dispongan, para poder validar correctamente los máximos disponibles de unidades de oferta.
– Las ejecuciones de contratos bilaterales a través de las fronteras internacionales del sistema ibérico con sistemas externos, de que disponga, previo acuerdo entre los operadores del sistema implicados.
Esta información se pondrá a disposición de los agentes del mercado en lo que afecte a sus unidades de venta y adquisición.
La información sobre indisponibilidades podrá ser actualizada posteriormente, en cualquier momento, hasta el instante de cierre de aceptación de ofertas del mercado diario, en caso de existir modificaciones en los datos.
La información sobre capacidad en las interconexiones internacionales podrá ser actualizada posteriormente, en cualquier momento hasta las 11:25 horas para su consideración en el mercado diario, en caso de existir modificaciones en los datos.
e) Los agentes podrán reclamar el resultado de la validación de las ofertas de compra y de venta hasta cinco (5) minutos después del cierre de la aceptación de ofertas para la sesión correspondiente.
f) El operador del mercado realizará el análisis de las reclamaciones presentadas al proceso de validación a la recepción de las ofertas y solución de las mismas, en caso de que la reclamación sea atendible, y pueda subsanarse en tiempo útil.
g) A las 12:00 horas, el operador del mercado cerrará el periodo de recepción y validación de las ofertas de compra y de venta realizadas por los agentes del mercado para el mercado diario.
h) A partir de las 12:00 horas, y una vez realizado el análisis de las reclamaciones presentadas al proceso de validación de ofertas, se procederá a iniciar el proceso de la casación, salvo que se determine en el mencionado proceso de análisis que es preciso prolongar el periodo de aceptación de ofertas por alguna causa justificada.
i) Durante el proceso de preparación de ofertas para la casación, se realizarán las validaciones definidas en las presentes reglas, incluyendo la comprobación de la existencia de garantías que respalden económicamente cada oferta presentada. En caso de no ser superadas las mencionadas validaciones, se procederá a la anulación de la oferta correspondiente, que no será a partir de entonces considerada en el proceso de casación.
j) Una vez efectuadas las validaciones anteriores, se ejecutará la casación de las ofertas presentadas con el algoritmo Euphemia.
k) Antes de las 13:00 horas, el operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema y de los agentes el resultado provisional del proceso de casación con la confidencialidad correspondiente. Simultáneamente se pondrá a disposición de los agentes la información correspondiente a sus unidades de venta y adquisición.
l) Los agentes del mercado dispondrán de diez (10) minutos a partir de la puesta a disposición del resultado provisional del proceso de casación por el operador del mercado para formular reclamaciones a éste, que se tramitarán según el procedimiento establecido. El operador del mercado, durante este periodo de tiempo podrá plantear las incidencias que, a su juicio, hayan ocurrido en el proceso. Igualmente, los operadores del sistema podrán plantear, antes de transcurridos 10 minutos desde la puesta a disposición de los operadores del sistema del resultado provisional del proceso de casación, la existencia de una de las incidencias establecidas por los operadores del mercado al resultado de la casación.
m) Antes de las 13:00 horas, en caso de haber sido confirmados los resultados de la casación del mercado diario por todos los operadores del mercado, estos serán firmes.
n) El operador del mercado diario pondrá a disposición del operador del mercado a plazo antes de las 14:00 horas de cada día los precios y los volúmenes de contratación negociados en cada hora en el mercado diario para el día siguiente, así como el resultado del proceso de entrega física.
o) Antes de las 14:00 horas el operador del mercado comunicará a los agentes, en su caso, la existencia de alguna reclamación pendiente de resolución, o alguna incidencia planteada por el operador del mercado, que pueda provocar la repetición de la casación. En este caso el horario de la secuencia podrá ser alterado según lo especificado en la Regla de “Alteraciones al horario”.
p) Antes de las 13:30 horas, una vez realizado el proceso de incorporación de las energías declaradas por los agentes como contratos bilaterales a los operadores del sistema, éstos comunicarán al operador del mercado el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
q) En el caso de que fuera necesario repetir el proceso de casación, por las razones indicadas en puntos anteriores, y que, a consecuencia, el Programa Base de Casación (PDBC) no resulte coherente con el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), los operadores del sistema repetirán el procedimiento de incorporación de energías de contratos bilaterales físicos para generar un nuevo Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), tomando como base el nuevo Programa Diario Base de Casación (PDBC).
r) Antes de las 14:45 horas, los operadores del sistema pondrán a disposición del operador del mercado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD), que habrá solucionado las restricciones técnicas previstas en el sistema, informando el operador del mercado a los agentes de los datos correspondientes a sus unidades de producción y adquisición.»
Veintiuno. Se modifica la regla final que queda como sigue:
«Regla Final.
Aquellos agentes responsables de las instalaciones referidas en el artículo 2.1 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, podrán solicitar la identificación de las unidades de oferta beneficiarias del ajuste ante el operador del mercado a partir del quinto día hábil a contar desde la entrada en vigor del mencionado real decreto-ley.
Los detalles de la puesta en funcionamiento de la aplicación del mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, serán previamente comunicados a todos los agentes.»
Yo, don/doña .……………………………………………………, con NIF……………., en nombre y representación, como consejero delegado o cargo de análoga responsabilidad, del agente de mercado.………………………………………………., con NIF……….. y domicilio social en…………………………………………….
Declaro bajo mi responsabilidad, a efectos de la comunicación de la energía sujeta a algún instrumento de cobertura, de conformidad con lo establecido en el artículo 8 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo:
– Que el agente de