Categoría: Energía y Medio Ambiente

ercado 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 innovación sin ser capaces de solventar la problemática existente. A este respecto, cabe señalar que esta Comisión es consciente de que la asignación basada en competitividad de precios no es medida suficiente para evitar comportamientos abusivos por parte de los sujetos, se trata solo de una primera barrera. La herramienta básica para combatir los comportamientos inadecuados es, al margen de la regulación nacional, el Reglamento (UE) 1227/2011, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia en el mercado mayorista de la energía (REMIT), el cual establece normas que prohíben las prácticas abusivas en dichos mercados mayoristas.
D. Sobre el reparto de intereses.
La propuesta de reglas 56.7 y 57.6 que se sometió a trámite de audiencia disponía que el operador del mercado podrá rentabilizar el efectivo existente en las cuentas designadas por el operador del mercado para la realización de los abonos y pagos y para la gestión de las garantías en efectivo, respectivamente. Prevén además que los intereses devengados en dichas cuentas, sean positivos o negativos, así como otros cargos que aplique la entidad bancaria por los saldos en efectivo, menos los posibles costes y menos un máximo de 25 puntos básicos de tipo de interés, se trasladarán a los agentes que hayan aportado los depósitos en efectivo en proporción a los mismos. Los 25 puntos básicos de tipo de interés que se detraen podrán ser conservados por el operador del mercado en concepto de comisión de gestión.
Un sujeto ha indicado que, si bien comparte la conveniencia de regular el reparto entre los agentes de los intereses devengados en las cuentas del operador del mercado, no considera justificada la retención por el operador de un máximo de 25 puntos básicos en concepto de gastos de gestión. El sujeto alega que este valor excede el coste financiero de las gestiones de cuentas.
La retención de cierta cantidad de puntos básicos de los intereses devengados en cuentas de efectivo procedente de garantías u otros conceptos es una prácticamente habitual en los mercados financieros y, en particular, entre las cámaras que actúan como contrapartida en los mercados. En caso de OMIE, la retención de 25 puntos básicos estuvo anteriormente prevista en las reglas, hasta 2016, y su finalidad era cubrir los costes financieros y de gestión que dicho operador pudiera tener que soportar por la operativa de las cuentas bancarias de efectivo, los cuales eran difíciles de prever y por tanto de contemplar en el cálculo de la retribución regulada del operador del mercado. El texto fue eliminado de las reglas cuando la situación del mercado financiero llevó a la aplicación de intereses negativos y, en consecuencia, la disponibilidad de efectivo en cuenta pasó de proporcionar beneficios a suponer un coste.
Tras revertir de nuevo la situación financiera, el operador del mercado propone recuperar la disposición anterior en las reglas 56.7 y 57.6, permitiendo así el reparto de los intereses y, a través de la retención de 25 puntos básicos, la cobertura de los costes de gestión que pueda tener el operador del mercado como consecuencia de esta nueva función.
A este respecto, hay que aclarar en primer lugar que, teniendo en cuenta el carácter regulado de la actividad del operador del mercado, la CNMC considera que los costes e ingresos a los que se hace referencia en este expositivo deberían contemplarse en la metodología de cálculo de la retribución del operador del mercado, conforme a lo previsto en el artículo 14 de la Ley 24/2013, con la debida transparencia y justificación documental de los montantes. No obstante, mientras no sea así, esta Comisión considera adecuada la retención de una parte de los intereses por parte del operador del mercado, al objeto de cubrir los costes financieros derivados de su actividad. En este sentido, y en tanto no se produzca ese cambio, con posterioridad al trámite de audiencia de la propuesta, se han modificado las reglas 56.7 y 57.6 con el objeto de reducir el valor de la retención a 15 puntos básicos, que se considera una cantidad más acorde con los tipos aplicados en la actualidad. Este valor podrá ser revisado posteriormente ante cambios de las condiciones de mercado.
E. Sobre el requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas.
Durante el trámite de audiencia de la propuesta, los sujetos se han mostrado favorables al requerimiento, aunque algún agente lo ha considerado insuficiente. Se ha solicitado, entre otros, que la CNMC requiera al operador del mercado que elabore su propuesta de forma consensuada con los sujetos, con la mayor transparencia posible, maximizando la participación a través de grupos de trabajo y en un ámbito ibérico.
Cabe señalar que el objetivo del mandato realizado al operador del mercado a este respecto es que la propuesta de revisión de la tipología de ofertas se realice tras un amplio debate con todos los sujetos del mercado ibérico y que los términos y resultados de ese debate sean trasladados a la CNMC con una total transparencia. El diseño de los productos que se plantee, deberá ajustarse a las necesidades de los agentes y a su vez deberá garantizar que el despacho es eficiente.
En este sentido, se considera que la consulta pública prevista con carácter general en la Circular 3/2019 de la CNMC que debe ser abordada por el operador del mercado en primer lugar, y posteriormente por la propia CNMC, será la mejor herramienta para reflejar las necesidades de todos los sujetos, por lo que no se aprecia la necesidad de imponer un proceso de desarrollo regulatorio más exigente. Todo ello, sin perjuicio de que la utilización del CAM y/o webinares públicos para dar transparencia al proceso, no es impedimento para que el operador del mercado pueda decidir optar por la vía del grupo de trabajo, si así lo estima necesario.
F. Otros.
Un sujeto solicita que se incorpore la figura del almacenamiento en las reglas, diferenciándola de la generación y el consumo, o, alternativamente, que se especifique que la actividad de almacenamiento encaja con las funciones actuales. A este respecto, hay que aclarar en primer lugar que no hay impedimento en las reglas vigentes para que los almacenamientos basados en baterías puedan participar en el mercado, en los mismos términos en que lo hace el almacenamiento basado en bombeo. Las baterías han de ser objeto de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, y esta es la condición prevista en la regla 4.2 para que los titulares de una instalación puedan participar en el mercado.
Esta Comisión ya puso de manifiesto la necesidad de que las Reglas permitieran la participación del almacenamiento en el fundamento de Derecho tercero.11 de su Resolución de 6 de mayo de 2021, por la que aprueban las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica para su adaptación de los límites de oferta a los límites de casación europeos (DCOOR/DE/001/21). En dicha disposición, la CNMC solicitaba al operador del mercado la introducción de las modificaciones que fueran precisas en una próxima revisión de reglas. Dado que el operador del mercado no ha realizado ninguna propuesta al efecto, se entiende que esta no es necesaria y que la participación del almacenamiento en mercado es posible con las reglas vigentes.
Esto debe entenderse sin perjuicio de que el tratamiento de la figura del almacenamiento en las reglas pueda ser mejorada posteriormente, en coordinación con las modificaciones que se precisen en los procedimientos de la operación del sistema a este respecto, así como de la hibridación de tecnologías.
Por último, indicar que se han corregido diversas erratas en el texto, fórmulas y definiciones de las reglas 26, 52, 56 y 57. En particular, en relación con la gestión de garantías, cabe mencionar la identificación por un sujeto de una errata en las fórmulas de los apartados 3.2 y 3.3 de la regla 52 sobre ajuste de liquidación de la energía de subastas en el mercado intradiario e intradiario continuo respectivamente, que han sido aceptadas y recogidas en la versión objeto de aprobación.
Adicionalmente, como mejora de redacción, se han eliminado los valores de límites de precio de las ofertas y umbrales de notificación y de precio previstos en el anexo 2 de las reglas. Dichos valores han sido sustituidos por referencias genéricas a las metodologías en base a las cuales son determinados y se identifica una ubicación para su publicación. Esto es para evitar la posterior desactualización del texto de las reglas, ya que estos límites y umbrales son valores armonizados a nivel europeo que pueden ser modificados sin necesidad de revisar las reglas del mercado ibérico. De hecho, el límite de precio máximo de oferta que se recogía en el texto (3.000 €/MWh) no era ya correcto (4.000 €/MWh).
También se ha añadido una aclaración en la regla 12, a resultas del comentario de un sujeto que considera ambigua la provisión de «alta coordinada» de unidades de programación y oferta, que sustituye a la provisión anterior de «alta simultánea». La aclaración indica que el alta coordinada de unidades de programación y oferta se llevará a cabo de acuerdo con los procedimientos habituales de coordinación entre operadores.
Vistos los citados antecedentes de hecho y fundamentos de derecho, la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC,
Aprobar las Reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.
El texto de dichas Reglas, que se incorpora adjunto a la presente resolución, debe entenderse sin perjuicio de las modificaciones introducidas por el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, al respecto de las reglas a las que se refieren las «Especificaciones de detalle del funcionamiento del mercado para la aplicación del mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo», para el período de vigencia del citado mecanismo de ajuste.
La presente resolución surtirá efectos al día siguiente de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Requerir 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. 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.
La presente resolución, junto con su anexo, se publicará en el «Boletín Oficial del Estado», en cumplimiento de los establecido en el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC.
Madrid, 23 de febrero de 2023.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Miguel Montero Reyes.
Preámbulo.
Regla 1.ª El mercado mayorista de electricidad.
Regla 2.ª El operador del mercado diario e intradiarios.
Regla 3.ª Alcance de las reglas del mercado y objeto del contrato de adhesión.
Regla 4.ª Agentes del mercado diario e intradiarios.
4.1 Sujetos que pueden ser agentes del mercado.
4.2 Adquisición de la condición de agente del mercado.
4.3 Agentes con posibilidad de entrega física.
Regla 5.ª Vendedores.
5.1 Mercado diario.
5.2 Mercados intradiarios.
Regla 6.ª Compradores.
6.1 Mercado diario.
6.2 Mercados intradiarios.
Regla 7.ª Condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica.
Regla 8.ª Prestación de garantías.
Regla 9.ª Comunicaciones de las altas y bajas de unidades de oferta de agentes del mercado.
9.1 Comunicación al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
9.2 Comunicaciones de las altas como agentes del mercado.
9.3 Comunicación de las bajas de representación.
Regla 10.ª Suspensión de participación de unidades de oferta de un agente del mercado.
10.1 Suspensión de participación de unidades de oferta por parte del operador del sistema.
10.2 Suspensión de participación de unidades de oferta por parte del operador del mercado.
Regla 11.ª Características generales de las ofertas.
Regla 12.ª Alta de las unidades de venta o de adquisición en el sistema de información del operador del mercado.
Regla 13.ª Tiempo de presentación de las ofertas.
Regla 14.ª Lugar de presentación de las ofertas.
Regla 15.ª Verificación de las ofertas.
15.1 Verificación del estado de la sesión para la presentación de ofertas.
15.2. Verificación del agente.
15.3 Verificación de la unidad de oferta.
Regla 16.ª Confirmación de las ofertas.
Regla 17.ª Firmeza de las ofertas.
Regla 18.ª Confidencialidad y publicidad de la información.
Regla 19.ª Publicación de información a los agentes para su operación en el mercado.
19.1 Información del mercado diario.
19.2 Información de los mercados intradiarios.
19.3 Información de las liquidaciones.
Regla 20.ª Publicación periódica de información de carácter público.
20.1 Curvas agregadas de oferta y demanda y comercio internacional e intracomunitario.
20.2 Información sobre agregados del mercado.
20.3 Cuotas.
20.4 Publicación de la información del mercado por la pérdida del carácter de confidencial.
Regla 21.ª Comunicación periódica sobre los resultados del mercado a las administraciones competentes y al Comité de Agentes del Mercado.
Regla 22.ª Información al público.
Regla 23.ª Objeto del Comité de Agentes.
Regla 24.ª Composición del Comité de Agentes.
Regla 25.ª Órganos del Comité de Agentes del Mercado.
Regla 26.ª Confidencialidad y publicación de la información.
Regla 27.ª Objeto y conceptos básicos.
Regla 28.ª Ofertas al mercado diario.
28.1 Objeto y contenido de las ofertas de compra y venta.
28.1.1 Ofertas simples.
28.1.2 Ofertas complejas.
28.2 Formato para la presentación de ofertas de compra o venta.
28.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades, capacidades comerciales de las interconexiones internacionales, información sobre la asignación de los derechos de capacidad y sobre los contratos bilaterales internacionales y contratos bilaterales nacionales.
28.3.1 Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades.
28.3.2 Definición e incorporación de la información sobre capacidades comerciales de las interconexiones internacionales.
28.3.3 Definición e incorporación de la información sobre la asignación de los derechos de capacidad y sobre los contratos bilaterales internacionales.
28.3.4 Definición e incorporación de la información sobre los contratos bilaterales nacionales.
28.4 Verificación de las ofertas.
28.4.1 Verificación del estado de la sesión.
28.4.2 Verificación del agente.
28.4.3 Verificación del cumplimiento de garantías.
28.4.4 Verificación de la unidad de venta o de adquisición.
28.5 Validaciones a la comunicación de la información de contratos bilaterales remitidos por los operadores del sistema.
28.6 Aceptación de las ofertas de compra y venta.
28.7 Efectos de la inclusión de la oferta de compra y venta en el proceso de casación.
28.8 Presentación de ofertas de contratos bilaterales con entrega física.
Regla 29.ª Entrega física de la energía negociada a plazo.
29.1 Definición de Unidad de Contratación a Plazo (UCP).
29.2 Entrega de posiciones para su liquidación por entrega física del operador del mercado a plazo.
29.2.1 Período de envío.
29.2.2 Validaciones y respuesta.
29.3. Efectos de reenvío de información. Anulación de desagregaciones de los agentes previamente enviados.
29.4 Recepción de desagregaciones de las posiciones abiertas de los agentes.
29.4.1 Período de envío.
29.4.2 Contenido.
29.4.3 Desagregaciones por defecto.
29.4.4 Validaciones en la recepción y respuesta.
29.4.5 Actualización de información.
29.4.6 Creación de ofertas provenientes de las posiciones abiertas en el mercado plazo.
29.5 Intercambio de información con el operador del mercado a plazo.
29.5.1 Información de datos estructurales.
29.5.2 Información general de los mercados.
Regla 30.ª Procedimiento de casación del mercado diario.
30.1 Elementos básicos del procedimiento de casación del mercado diario.
30.2 Procedimiento de casación.
30.2.1 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas de venta y determinación de la curva de oferta de venta.
30.2.2 Determinación de la curva de adquisición.
30.3 Tratamiento de las ofertas con la condición compleja de ingresos mínimos.
30.4 Tratamiento de las ofertas con la condición compleja de gradientes.
30.5 Recasación del mercado diario ibérico.
30.6 Reapertura de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario.
Regla 31.ª Resultado de la casación del mercado diario.
Regla 32.ª Cálculo del programa resultante de la casación del mercado diario.
32.1 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas casadas en el resultado de la casación.
Regla 33.ª Información del proceso de aceptación, verificación de ofertas y del resultado de la casación del mercado diario.
Regla 34.ª Situaciones excepcionales.
Regla 35.ª Liquidación del mercado diario.
35.1 Determinación de la retribución correspondiente a los vendedores como resultado de la liquidación del mercado diario.
35.2 Precios a considerar en la determinación del precio de la adquisición de energía eléctrica en el mercado diario.
35.3 Derechos de cobro en el mercado diario.
35.4 Obligaciones de pago en el mercado diario.
35.5 Ingresos en el mercado diario por el proceso de separación de mercados.
35.5.1 Renta de congestión en el mercado diario en la interconexión entre España y Portugal.
35.5.2 Renta de congestión en el mercado diario en la interconexión entre España y Francia.
35.6 Publicación de los resultados de la liquidación del mercado diario.
Regla 36.ª Programa diario base de funcionamiento.
Regla 37.ª Programa diario viable.
Regla 38.ª Objeto y conceptos básicos del mercado intradiario de subastas.
Regla 39.ª Ofertas al mercado intradiario de subastas.
39.1 Objeto y contenido de las ofertas de compra y venta.
39.1.1 Ofertas simples.
39.1.2 Ofertas complejas.
39.2 Formato para la presentación de ofertas de compra o venta.
39.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades, capacidades comerciales de las interconexiones internacionales, limitaciones a la posibilidad de ofertar.
39.3.1 Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades.
39.3.2 Definición e incorporación de la información sobre limitaciones a la posibilidad de ofertar.
39.3.3 Definición e incorporación de la información sobre capacidades comerciales de las interconexiones internacionales.
39.4 Verificación de las ofertas.
39.4.1 Verificaciones comunes a las ofertas de compra y venta.
39.4.2 Verificaciones específicas de las ofertas de venta.
39.4.3 Verificaciones específicas de las ofertas de adquisición.
39.5 Aceptación de las ofertas de compra y venta.
39.6 Efectos de la inclusión en la casación de las ofertas.
Regla 40.ª Procedimiento de casación del mercado intradiario de subastas.
40.1 Elementos básicos del procedimiento de casación en el mercado intradiario de subastas.
40.2 Procedimiento de casación simple.
40.3 Procedimiento de casación cuando concurran ofertas de compra y venta y complejas.
40.3.1 Búsqueda de una primera solución válida.
40.3.2 Mejora sucesiva de la primera solución válida.
40.4 Proceso de casación cuando se exceda la capacidad neta de referencia de intercambio en las interconexiones internacionales.
40.4.1 Supuesto de aplicación.
40.4.2 Predeterminación de los datos a considerar.
40.4.3 Procedimiento de determinación de la solución final.
40.4.4 Procedimiento de separación de mercados cuando hay congestión en la interconexión hispano-portuguesa.
Regla 41.ª Resultado de la casación del mercado intradiario de subastas.
41.1 Cálculo del programa incremental resultado del mercado intradiario de subastas.
41.2 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas casadas en el resultado de la casación.
Regla 42.ª Información del proceso de aceptación, verificación de ofertas y del resultado de la casación del mercado intradiario de subastas.
Regla 43.ª Situaciones excepcionales en los mercados intradiarios de subastas.
43.1 Indisponibilidad del programa diario viable.
Regla 44.ª Liquidación de las subastas del mercado intradiario.
44.1 Determinación de la retribución correspondiente a los vendedores como resultado de la liquidación de las subastas de mercado intradiario.
44.2 Precios a considerar en la determinación del precio de la adquisición de energía eléctrica en las subastas del mercado intradiario.
44.3 Derechos de cobro en las subastas del mercado intradiario.
44.4 Obligaciones de pago en las subastas del mercado intradiario.
44.5 Ingresos en las subastas del mercado intradiario por el proceso de separación de mercados en la interconexión entre España y Portugal.
44.6 Publicación de los resultados de la liquidación de las subastas del mercado intradiario.
Regla 45.ª Objetivo y conceptos básicos.
Regla 46.ª Ofertas al mercado intradiario continuo.
46.1 Ofertas.
46.2 Proceso de envío de ofertas.
46.2.1 Limites máximos y mínimos de cantidad de energía y precio aceptados por el operador del mercado en el mercado intradiario continuo.
46.2.2 Validación de ofertas.
46.2.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades, limitaciones a la posibilidad de ofertar y capacidades comerciales de las interconexiones internacionales.
46.2.4 Verificaciones de la energía máxima de venta a ofertar en un contrato.
46.2.5 Verificaciones de la energía máxima de adquisición a ofertar en un contrato.
46.2.6 Aceptación de ofertas.
46.2.7 Hibernación de ofertas en el mercado intradiario continuo.
46.2.8 Libro de ofertas del mercado intradiario continuo.
46.2.9 Condiciones a las ofertas en mercado intradiario continuo.
46.2.10 Cesta de ofertas (basket orders).
46.2.11 Procedimiento de modificación o creación de nuevos tipos de ofertas por el operador de mercado.
46.2.12 Información proporcionada por la plataforma de negociación del operador de mercado.
Regla 47.ª Casación de ofertas en mercado intradiario continuo.
47.1 Casación de ofertas.
47.2 Firmeza y efectos de la casación.
Regla 48.ª Desagregaciones de las unidades porfolio.
48.1 Contenido de las desagregaciones.
48.2 Envío de desagregaciones.
48.3 Validaciones en la recepción y respuesta.
48.4 Actualización de la información de las desagregaciones enviadas por un agente.
48.5 Consolidacion de desagregaciones.
48.6 Desagregaciones por defecto.
Regla 49.ª Situaciones excepcionales en el mercado intradiario continuo.
49.1 Indisponibilidad de programas previos.
Regla 50.ª Liquidación del mercado intradiario continuo.
50.1 Liquidación.
50.1.1 Derechos de cobro en el mercado intradiario continuo.
50.1.2 Obligaciones de pago en el mercado intradiario continuo.
50.1.3 Publicación de los resultados de la liquidación del mercado intradiario continuo.
50.1.4 Límite operativo para la aceptación de ofertas en el mercado intradiario continuo.
Regla 51.ª Programa horario final posterior a cada mercado intradiario.
Regla 52.ª Régimen económico de energías renovables.
52.1 Comunicaciones relativas a la aplicación del régimen económico de energías renovables.
52.2 Precio a percibir por las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables.
52.3 Ajuste de liquidación del régimen económico de energías renovables.
52.3.1 Ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado diario.
52.3.2 Ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado intradiario.
52.3.3 Ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado intradiario continuo.
52.3.4 Ajuste de liquidación de la energía negociada en los servicios de ajuste y balance.
52.4 Liquidación del excedente o déficit de las liquidaciones del régimen económico de energías renovables.
52.5 Unidades de adquisición nacionales a efectos de las liquidaciones del régimen económico de energías renovables.
52.6 Cese en las liquidaciones del régimen económico de energías renovables.
Regla 53.ª Características generales de la liquidación.
53.1 Elementos de la determinación del precio.
53.2 Liquidación.
Regla 54.ª Proceso de liquidación.
54.1 Liquidación diaria.
54.2 Resolución de incidencias.
Regla 55.ª Procedimiento de facturación de las transacciones en el mercado de electricidad.
55.1 Agentes del mercado diario de producción a los que se les realiza la facturación.
55.2 Determinación de las transacciones de compra-venta en el mercado de electricidad.
55.3 Expedición de la factura.
55.4 Conceptos incluidos en la factura.
55.5 Cuotas e impuestos aplicables.
55.5.1 Impuesto especial sobre la electricidad.
55.5.2 Impuesto del valor añadido.
55.6 Datos de los agentes para efectuar la facturación.
55.7 Periodo de facturación.
55.8 Facturación electrónica.
55.9 Facturas rectificativas.
55.10 Obligaciones fiscales del operador del mercado relativas a la facturación.
55.11 Obligaciones de los sujetos relativas a la facturación.
55.12 Solicitud de información relativa a facturación.
Regla 56.ª Sistema de cargos y abonos.
56.1 Horizonte de liquidación.
56.2 Cobros y pagos.
56.2.1 Cobros y pagos de los agentes del mercado.
56.2.2 Cobros y pagos de los intercambios con el sistema eléctrico francés.
56.2.3 Costes derivados de la armonización de los ciclos de pagos.
56.3 Características de las notas agregadas de cargo y abono.
56.3.1 Publicación de la nota agregada de cargo y abono.
56.3.2 Nueva publicación de la nota agregada de cargo y abono.
56.4 Consolidación de cobros y pagos.
56.5 Obligaciones para los agentes del mercado que resulten como deudores.
56.6 Derechos para los agentes del mercado que resulten como acreedores.
56.7 Cuenta designada por el operador del mercado para la realización de los abonos y pagos.
56.8 Régimen de impagos e intereses de demora.
56.9 Depósito en efectivo para pagos.
56.10 Calendario de cobros y pagos.
56.11 Prenda sobre derechos de cobro.
Regla 57.ª Procedimiento relativo a la prestación de garantías a favor del operador del mercado.
57.1 Constitución de garantías.
57.2 Sujetos que deben prestar garantías en el mercado.
57.3 Mantenimiento de garantías.
57.4 Cobertura de las garantías.
57.5 Tipos de garantías.
57.6 Formalización de las garantías.
57.6.1 Instrumentos de formalización de garantías.
57.6.2 Periodo de vigencia de las garantías.
57.6.3 Comunicación de alta, baja o modificación de garantías.
57.7 Régimen de determinación del importe de las garantías y método de su constitución.
57.7.1 Información de garantías puesta a disposición de los agentes.
57.7.2 Balance de garantías.
57.7.3 Determinación de las garantías.
57.7.4 Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición nacionales.
57.7.5 Cesión de derechos de cobro.
57.8 Gestión de las garantías.
57.9 Criterios de actuación frente a los incumplimientos.
57.10 Impago no cubierto por garantías.
57.11 Falta de constitución o falta de actualización de las garantías.
Regla 58.ª Descripción de la secuencia, horarios e intercambios de información de las sesiones de contratación.
58.1 Secuencia de operaciones del mercado diario.
58.2 Secuencia de operaciones de los mercados intradiarios.
58.3 Alteraciones al horario.
58.4 Coordinación entre el operador del mercado y los operadores del sistema.
58.4.1 Información que deben suministrar los operadores del sistema al operador del mercado.
58.4.2 Información que debe suministrar el operador del mercado a los operadores del sistema.
Regla 59.ª Régimen de la operación en el mercado.
59.1 Reclamaciones a los procesos del mercado, a las liquidaciones y a la facturación.
59.1.1 Notificaciones.
59.1.2 Presentación de reclamaciones al operador del mercado.
59.2 Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes.
Regla 60.ª Entrada en vigor, duración y modificaciones de las reglas de funcionamiento del mercado.
Regla 61.ª Legislación aplicable y solución de conflictos.
Regla adicional.
Regla final.
Anexo 1. Horarios.
Anexo 2. Límites de precios de las ofertas y umbrales de notificación y de precio.
Anexo 3. Contrato de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.
I) En virtud del artículo 28 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico el operador del mercado y el operador del sistema asumen las funciones necesarias, para realizar la gestión económica referida al eficaz desarrollo del mercado mayorista de electricidad y la garantía de la gestión técnica del sistema eléctrico. El artículo 29 encomienda al operador del mercado la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en los mercados diario e intradiario.
II) La normativa vigente establece que los productores, comercializadores, consumidores, directos y los representantes, para poder participar en el mercado, deberán cumplir los requisitos siguientes:
a) Haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación del mercado que comprende las sesiones de los mercados diario e intradiario, en el correspondiente contrato de adhesión,
b) Prestar al operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de su actuación como agente en el mercado, en los términos que se establezcan en el contrato de adhesión.
III) Para realizar la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en los mercados diario e intradiario contemplada en el apartado I anterior, es preciso establecer las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado. Estas reglas cumplen con el mandato de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y a ellas se adhieren expresamente los compradores y vendedores en los mercados por medio de la suscripción del correspondiente Contrato de Adhesión, en los términos recogidos en el anexo 3 de la presente disposición.
IV) El Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa, hecho en Santiago de Compostela, el 1 de octubre de 2004, que regula el mercado ibérico de la energía eléctrica (MIBEL), ha aprobado una nueva estructura organizativa en virtud de la cual el Operador del Mercado Ibérico (OMI) pasa a convertirse en una entidad compuesta por dos sociedades matrices o tenedoras, con participaciones cruzadas entre sí del 10 %, y ostentando asimismo cada una de ellas la propiedad de un 50% en el capital de dos sociedades gestoras del mercado, la sociedad gestora española OMI, Polo Español, SA (OMIE), el mercado spot y operando la sociedad gestora portuguesa, OMI-Polo Portugués, SGMR (OMIP), el mercado a plazo. Adicionalmente, OMIClear se configura como entidad de contrapartida central.
En cumplimiento de lo dispuesto en el citado convenio, con fecha de efectividad 1 de julio de 2011, ha concluido el proceso de segregación que afecta al Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español, SA, (OMEL) y que ha supuesto la transmisión en bloque de la rama de actividad consistente en la operación del mercado de electricidad, desarrollada hasta la citada fecha por OMEL, a favor de OMI, Polo Español, SA (OMIE).
En virtud de lo anteriormente expuesto, desde 1 de julio de 2011, la sociedad OMI-Polo Español, SAU (OMIE), ha asumido la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el mercado spot de energía eléctrica en el ámbito del MIBEL.
El mercado a plazo incluirá las transacciones referidas a bloques de energía con entrega posterior al día siguiente de la contratación. El intercambio de información necesario para la integración de las posiciones con entrega física del mercado a plazo en el mercado diario se establecerá por acuerdo entre OMIP y OMIE.
El Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión de 24 de julio de 2015 por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de la congestión (CACM), publicado en el «Diario Oficial de la Unión Europea» el 25 de julio de 2015, incluye como uno de sus objetivos primordiales la creación de un acoplamiento único diario e intradiario en el ámbito de la Unión Europea. Como consecuencia de tal normativa, el 13 de mayo de 2014 se produjo la ejecución del acoplamiento completo del mercado diario de electricidad gestionado por OMIE, en su calidad de operador del mercado ibérico, a través de la aplicación de la solución Price Coupling of Regions (PCR).
Asimismo, el citado reglamento regula una serie de funciones respecto a la actividad del agente de transporte («shipping agent») que debe desarrollar el operador del mercado de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre y la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
La publicación del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo, ha supuesto la modificación del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, reconociéndose como contraparte central de las compras y ventas del mercado al operador del mercado, todo ello, en aplicación de lo previsto en el Reglamento (UE) 2015/1222, desarrollo de la normativa comunitaria derivada del Reglamento (CE) n.º 714/2009, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad.
Finalmente, la Orden IET/2732/2015, de 11 de diciembre, ha designado a OMIE, como operador designado para el mercado eléctrico (NEMO), al amparo de lo previsto en el citado Reglamento (UE) 2015/1222.
El mercado de mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercados intradiarios, los servicios de ajuste y de balance y los mercados no organizados.
En el mercado diario se llevan a cabo las transacciones de compra y venta de energía eléctrica para el día siguiente. Las sesiones de contratación del mercado diario se estructuran en periodos de programación equivalentes a una hora natural, considerando como horizonte de programación los 24 periodos de programación consecutivos de la Hora Europea Central (CET), o 23, o 25 en los días de cambio de hora oficial. También puede producirse en el mercado diario la entrega física de la energía negociada en los mercados organizados a plazo.
Los mercados intradiarios tienen por objeto atender la oferta y la demanda de energía que se pueda producir, en las horas siguientes, con posterioridad a haberse fijado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD).
OMI-Polo Español, SA (OMIE), como operador designado para el mercado eléctrico por la Orden IET/2732/2015, de 11 de diciembre, es el responsable de la gestión económica del sistema referida a los Mercados diario e intradiarios. Le corresponde recibir las ofertas de compra y venta de energía eléctrica, efectuando la gestión de las mismas, así como la liquidación de todas las operaciones de los mercados diario e intradiarios.
OMIE actuará como contraparte central de las operaciones que se realicen en los mercados diario e intradiarios desde el momento en el que se consideren firmes las casaciones y las operaciones en el mercado intradiario continuo correspondientes.
Como consecuencia de su actuación como contraparte central, se produce la interposición de OMIE en las obligaciones resultantes de las diversas operaciones actuando OMIE como comprador frente al vendedor y como vendedor frente al comprador en los términos establecidos en las presentes reglas.
Le corresponde asimismo al operador del mercado recibir de los operadores del sistema la comunicación de los contratos bilaterales para las verificaciones que correspondan en materia de ofertas al mercado. La regulación específica y funciones, en el caso del operador del mercado y operador del sistema español están contenidas en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica y en la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
El operador del mercado realizará la liquidación de la energía de subasta del régimen económico de energías renovables negociada en los mercados diario e intradiario, en los términos establecidos en el 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, en adelante Régimen Económico de Energías Renovables, y su normativa de desarrollo.
Las Reglas de Funcionamiento del Mercado contienen los procedimientos y condiciones de carácter general que resultan necesarios para el eficaz desarrollo de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica y, específicamente, para su gestión económica y la participación en los mismos de los sujetos que realizan actividades destinadas al suministro de energía eléctrica y de los consumidores directos en mercado, y, en particular, sobre:
a. La definición, desarrollo y funcionamiento de los sistemas informáticos necesarios para garantizar la transparencia en las transacciones que se realicen en el mercado y que incluyen:
– La presentación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica;
– El procedimiento de casación, en el mercado diario e intradiario de subastas, de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica;
– El procedimiento de gestión de las transacciones realizadas del mercado intradiario continuo, de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica;
– El procedimiento de entrega física de la energía negociada a plazo cuyos titulares lo soliciten y en especial la que provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica;
– La determinación y comunicación a los operadores del sistema, con la confidencialidad que corresponda, de los datos relativos a los resultados de la casación de las ofertas en los mercados diario e intradiarios, y a los agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de venta y adquisición;
– La determinación y comunicación a los agentes del mercado y a los operadores del sistema de los precios marginales de la energía eléctrica, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante, en el mercado diario y en las sesiones del mercado intradiario de subastas;
– La determinación y comunicación a los agentes del mercado y a los operadores del sistema de los precios de referencia, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante, en el mercado intradiario continuo;
– La determinación y publicación de los índices de precios medios con carácter horario del mercado diario e intradiario de subastas;
– La comunicación del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) y del Programa Horario Final (PHF) derivado de cada sesión del mercado intradiario de subastas y programa resultado del intradiario continuo, a los agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de venta y adquisición como base para la participación en la siguiente sesión del mercado intradiario de subastas o mercado intradiario continuo;
– La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deben realizarse en virtud de los precios de los mercados diario e intradiarios de la energía eléctrica;
– El procedimiento de validación de aceptación de ofertas de compra con las garantías depositadas;
– La publicación de las curvas agregadas de oferta y demanda de los mercados diario e intradiario de subastas con desagregación explícita de cada uno de los puntos que las configuran;
– La publicación de las capacidades comerciales e intercambios intracomunitarios e internacionales por frontera;
– La publicación de los resultados de los programas de energía agregados por agente y mes natural de los mercados de energía eléctrica, una vez transcurrido un mes desde el último día de aquel al que se refieran;
– La publicación de las ofertas presentadas por los agentes, que han entrado en el proceso de casación, en cada uno de los mercados diario e intradiario de subastas, una vez transcurridos noventa días.
– La publicación de las ofertas enviadas a la Plataforma de Contratación Continua Europea, una vez transcurridos noventa días.
b. Las condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica.
c. El procedimiento a seguir en el supuesto de que los agentes que resulten deudores en el mercado incumplan sus obligaciones de pago, así como las comunicaciones que en estos casos deban realizarse a los consumidores y a los diferentes agentes del mercado.
d. El procedimiento a seguir en las comunicaciones de altas y bajas como agentes del mercado por quienes participen en los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica;
e. La determinación de las garantías disponibles del agente para su participación en los procesos del mercado y del régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica.
f. La liquidación y comunicación a los agentes de los pagos y cobros que deben realizarse por sus operaciones en virtud del precio de la energía de los mercados diario e intradiarios y del precio a percibir por las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables.
g. La comunicación a las autoridades competentes de los comportamientos contrarios al correcto funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica y de las situaciones que puedan resultar anómalas, teniendo en cuenta la información a disposición del operador del mercado resultante de los mismos.
h. El procedimiento de revisión de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.
i. Publicación del coste final de la energía y los componentes del precio final en agregado y para cada tipo de consumidor.
4.1 Sujetos que pueden ser agentes del mercado.
Pueden ser agentes del mercado los sujetos que intervienen en el suministro de energía eléctrica relacionados a continuación:
Productores de energía eléctrica: personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, así como las de construir, operar y mantener las instalaciones de producción.
Comercializadores: sociedades mercantiles, o sociedades cooperativas de consumidores y usuarios, que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren o venden energía a otros sujetos del sistema en los términos establecidos en la normativa aplicable.
Comercializadores de referencia: comercializadores que tienen las funciones que la normativa establezca, entre otras la venta a consumidores finales a precio voluntario al pequeño consumidor.
Consumidores directos en mercado: consumidores que adquieran energía eléctrica directamente en el mercado.
Representantes: agentes que actúan por cuenta de cualquier sujeto a los efectos de su participación en el mercado y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas. La representación por cuenta ajena podrá ser indirecta, cuando el representante actúa en nombre propio, o directa, cuando el representante actúa en nombre del representado. En los casos de representación indirecta, los efectos del negocio jurídico realizado por el representante se imputan directamente a este, sin perjuicio de la relación interna que le ligue con su representado.
4.2 Adquisición de la condición de agente del mercado.
Para adquirir la condición de agente del mercado, los productores, comercializadores, consumidores directos en mercado, y representantes definidos en el apartado 4.1 anterior deberán cumplir los siguientes requisitos:
– Ser titular de instalaciones válidamente inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, o en caso de comercializadores y consumidores directos en mercado, haber realizado la oportuna comunicación de inicio de actividad según corresponda, o bien acreditar la calidad de representante de alguno de los sujetos anteriores. Los representantes de los sujetos para acreditarse como agente del mercado, deberán acreditar su condición a través del correspondiente poder notarial, así como su actuación por cuenta propia o ajena.
– Haber adquirido la condición de sujeto del sistema eléctrico.
– Haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica en el correspondiente contrato de adhesión, en los términos recogidos en el anexo 3 de la presente disposición.
– Haber declarado un código de agente válido al operador del mercado, asociado a un Número de Identificación Fiscal (NIF) que no pertenezca a ningún otro agente del mercado. Cada agente del mercado tendrá un único NIF, y cada NIF corresponderá a un único agente del mercado.
Una vez cumplidos los requisitos para la adquisición de la condición de agente del mercado, el operador del mercado procederá en los dos días hábiles posteriores al cumplimiento de dicha condición, a completar el proceso de alta en el Sistema de Información del Operador del Mercado, pudiendo el agente actuar a partir del tercer día hábil una vez aportada toda la documentación necesaria, para la participación en los correspondientes mercados y sesiones.
En el proceso de alta los agentes deberán comunicar las direcciones de correo electrónico para las comunicaciones entre el operador del mercado y el agente, diferenciando según se establece en el proceso de alta entre las diferentes actividades del mercado. El operador del mercado mantendrá activas todas las direcciones de correo electrónico dadas de alta salvo que estás sean dadas de baja en el servidor de correo del agente y dicha baja se mantenga al menos durante tres meses sin notificación del agente, en cuyo caso serán dadas de baja en el mercado como direcciones de contacto.
4.3 Agentes con posibilidad de entrega física.
La energía negociada a plazo, cuya liquidación por entrega física sea solicitada por su titular, podrá ser integrada en el mercado diario de producción, en especial la que provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica.
Los agentes del mercado a plazo con posibilidad de entrega física serán los agentes del mercado que sean además agentes de liquidación física del mercado a plazo o que dispongan de un contrato con un agente de liquidación física del mercado a plazo.
5.1 Mercado diario.
Son vendedores en el mercado diario:
a) Los titulares de aquellas unidades de producción inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
b) Los comercializadores que vendan en sistemas eléctricos de países que no sean de la Unión Europea cuya participación como vendedores en los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica esté autorizada.
c) Los comercializadores que hayan realizado un contrato de adquisición de energía con empresas autorizadas a la venta de energía eléctrica en países de la Unión Europea o terceros países, así como con productores nacionales de electricidad.
d) Los comercializadores y consumidores directos del sistema eléctrico balear, sin perjuicio de lo establecido en la disposición transitoria primera del Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del sector eléctrico. En el marco de lo establecido por dicha disposición transitoria, y en tanto no se haya producido la revisión allí prevista, las referencias en las presentes reglas a los sujetos mencionados habrán de entenderse hechas únicamente a los comercializadores de referencia.
e) Los agentes productores, comercializadores u otros, que actúen como agente representante de los anteriormente citados.
Los vendedores de energía eléctrica en el mercado diario presentarán al operador del mercado ofertas de venta de energía eléctrica por cada una de las unidades de venta de que sean titulares y para los periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación en el mercado diario.
Los titulares de las unidades de producción a que se refiere la letra a) previa estarán obligados a presentar ofertas de venta de energía eléctrica al operador del mercado por cada una de dichas unidades de producción de que sean titulares para todos y cada uno de los periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación, hasta el límite de su capacidad de producción, salvo en los supuestos previstos en el artículo 25 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y cuando no se hayan acogido a sistemas de contratación bilateral que por sus características queden excluidos del sistema de ofertas.
Los comercializadores a los que se refiere la letra b)