BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 14 Sábado 16 de enero de 2021 Sec. III.   Pág. 4263
III. OTRAS DISPOSICIONES
COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS
Y LA COMPETENCIA
701 Resolución  de  14  de  enero  de  2021,  de  la  Comisión  Nacional  de  los 
Mercados y la Competencia, por la que se modifica el procedimiento de 
operación 3.3 Activación de energías de balance procedentes del producto de 
reserva de sustitución (RR).
La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y 
la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019, en su artículo 7, acerca de la 
supervisión y control en el sector eléctrico y en el sector del gas natural, determina en su 
apartado primero la potestad de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia 
de establecer, mediante circular, las metodologías relativas a la prestación de servicios 
de balance y de no frecuencia del sistema eléctrico que, desde el punto de vista de 
menor coste, de manera justa y no discriminatoria proporcionen incentivos adecuados 
para que los usuarios de la red equilibren su producción y consumo.
En fecha 2 de diciembre de 2019, se publicó en el Boletín Oficial del Estado la 
Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento 
del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema.
La Circular 3/2019, en su artículo 19, establece que el operador del sistema eléctrico 
será responsable de la gestión de los mercados de servicios de balance prestados por 
los  proveedores  de  estos  servicios  para  garantizar  el  adecuado  equilibrio  entre  la 
generación y la demanda, y la seguridad y la calidad del suministro eléctrico. También 
según este mismo artículo será responsable el operador del sistema eléctrico de la 
liquidación a los proveedores de los volúmenes activados de energía de balance, la 
liquidación  de  los  intercambios  de  energía  con  otros  operadores,  así  como  de  la 
liquidación de los desvíos a cada sujeto de liquidación responsable del balance. Todo 
ello, según lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de 
noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico.
El artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/2195 establece que los gestores de la red 
de  transporte  de  cada  estado  miembro  elaborarán  una  propuesta  relativa  a  las 
condiciones aplicables a los proveedores de servicios de balance y las condiciones 
aplicables a los sujetos de liquidación responsables del balance. En el caso del sistema 
eléctrico español, dichas condiciones fueron aprobadas por la CNMC con fecha 11 de 
diciembre de 2019 y publicadas en el BOE el 23 de diciembre de 2019.
El  apartado  6  del  artículo  13  de  las  citadas  Condiciones  relativas  al  balance, 
aprobadas  por  la  Sala  de  Supervisión  Regulatoria  de  la  CNMC  con  fecha  11  de 
diciembre  de  2019,  prevé  que  el  operador  del  sistema  eléctrico  pueda  establecer 
requerimientos elásticos dependientes del precio para los procesos de asignación de los 
servicios de balance de reservas de sustitución (RR) y de reservas manuales para la 
recuperación  de  la  frecuencia  (mFRR),  conforme  a  lo  previsto  en  los  marcos  de 
aplicación para la creación de las plataformas europeas para el intercambio de las  s
energías de balance. Este mismo apartado especifica que los criterios para la utilización  e.
de los requerimientos elásticos y la determinación de los precios en el sistema eléctrico  w.
español se detallarán en los procedimientos de operación. 1w
aproCboón  mfeecdhiaa n1t0e  dree sdoicluiecmióbnr ela d ea d2a0p2t0a claió Sn aldae d elo sS uppreorcveisdióimni eRnetogsu ladtoer iao pdeer alac ióCnN MdeCl 
sdies te1m1 ad ea  dlaicsi eCmobnrdei cdioen e2s0 1r9e.l aEtivsatas  aadl abpatlaacniócen  anpor oinbcalduaías  eplo dr erseasrorloulcloió np redvei sltao  CpNorM eCl   BOE-A-cable e
apartado 6 del artículo 13 de las condiciones, que no había sido incorporado por el 
operador  del  sistema  eléctrico,  por  no  ser  urgente  su  implementación  para  dar 
cumplimiento al Reglamento 2195/2017, ya que la utilización de requerimientos elásticos 
es voluntaria.
La puesta en marcha de los mercados transfronterizos de balance previstos en el 
Reglamento 2195/2017 supone un reto para todos los sistemas eléctricos europeos, 
tanto para los operadores de dichos sistemas, que han de proponer las metodologías de 
aplicación e implementar los sistemas y procesos correspondientes, como para los 
reguladores que aprueban dichas normas y, especialmente, para los participantes en los 
mercados, que han de adaptar sus sistemas a las nuevas reglas del juego.
El operador del sistema eléctrico español está participando ya hoy en dos de las 
plataformas  transfronterizas  de  balance  previstas  por  el  Reglamento  2195/2017:  la 
plataforma LIBRA, para el intercambio de producto de reserva de sustitución (RR), y la 
plataforma IGCC, para la compensación de desvíos entre sistemas. La participación en 
la plataforma LIBRA está regulada a nivel nacional en el procedimiento de operación 3.3 
(P.O. 3.3). El marco para la creación de esta plataforma permite el uso de requerimientos 
elásticos por parte de los operadores del sistema eléctrico.
La  participación  del  operador  del  sistema  eléctrico  en  la  plataforma  LIBRA  se 
materializó en marzo del año 2020. En una primera fase, el sistema español operaba 
aislado,  ya  que  los  sistemas  vecinos  no  estaban  operando  en  la  plataforma. 
Posteriormente, en una segunda fase, el 30 de septiembre de 2020 se iniciaron los 
intercambios transfronterizos de producto RR al incorporarse a la plataforma el operador 
del  sistema  eléctrico  portugués  (REN).  Actualmente,  el  sistema  eléctrico  español 
intercambia reserva RR a través de sus interconexiones con Portugal y Francia.
En esta segunda fase, se han registrado ocasionalmente algunos resultados en la 
plataforma LIBRA que pueden considerarse que no son adecuados desde un punto de 
vista de la eficiencia de mercado, que es uno de los principales objetivos establecidos en 
el  artículo  3  del  Reglamento  2195/2017.  Estas  situaciones  se  han  registrado 
fundamentalmente por falta de experiencia de los sujetos que proveen los servicios de 
reserva con los nuevos productos estándares, por falta de ofertas disponibles en los 
diferentes sistemas y por la aparición de situaciones inesperadas que no pudieron ser 
previstas durante la fase de diseño del algoritmo de casación, debido a la complejidad 
que supone la integración de las diferentes características de cada sistema.
Adicionalmente, también la puesta en marcha de la plataforma LIBRA y de los 
sistemas informáticos desarrollados de acuerdo con las especificaciones de esta nueva 
plataforma ha ocasionado la aparición de incidencias con distinto grado de alcance. En 
este sentido, cabe citar lo sucedido en la hora 12 del pasado día 11 de diciembre 
de 2020, en la que el precio de la reserva RR a subir alcanzó un valor de 6.100 €/MWh 
en una situación excepcional de fijación de precio motivada por las ofertas y necesidades 
enviadas a la plataforma desde los diferentes sistemas eléctricos conectados a la misma 
y un funcionamiento inesperado de los sistemas informáticos.
Teniendo en cuenta todo lo anterior, desde la entrada de los sistemas vecinos en la 
plataforma, se han producido situaciones puntuales de precios muy elevados en algunas 
áreas que no reflejan la situación de escasez de dichas zonas. En particular, dichas 
áreas disponían de un elevado volumen de ofertas presentadas a precio inferior al 
marginal resultante que fueron rechazadas por el algoritmo y, el precio lo determinaron 
ofertas  más  caras  de  otras  zonas.  Como  consecuencia  de  estos  hechos,  en 
determinados momentos, el servicio RR no ha proporcionado las señales adecuadas a  s
los participantes en el mercado. A este respecto, está previsto trabajar en el marco de la  oe.
plataforma RR en la búsqueda de fórmulas para minimizar los volúmenes de ofertas  w.
rechazadas de forma inesperada. 1w
de aPcotirv oatcriaó np adretel , psreo deusctitmo aR qRu eh, ae ns iddeot esrumpienraiodra sa lh qouraes  pdoed erísat ah saebgeursned ao bfatesen,id eol  csoi sstee 
hbuiebnie RraRn e rsepseuceílftioco lsa sb ienne cmeFsiRdaRd (erse gduelal csióisnte tmerac iacroian  eontr oe l tsipisote dmea  perloédcutrcictoos e sdpea ñboall)a.nce,  BOE-A-cable e
El uso de requerimientos elásticos fue contemplado en los marcos para la creación 
de las plataformas RR y mFRR, para proporcionar a los TSOs una herramienta de 
flexibilidad con la que pudieran incrementar la eficiencia en situaciones como ésta, en las 
que existen distintos recursos que pueden satisfacer su necesidad. En este momento, su 
aplicación podría ayudar a mitigar las consecuencias negativas descritas en los párrafos 
anteriores, ligadas a una situación de aprendizaje y adaptación de los mercados, por lo 
que se considera necesaria la implementación del uso de los requerimientos elásticos en 
el sistema español. Para ello, se ha procedido a abordar la revisión del P.O. 3.3.
Asimismo,  se  considera  conveniente  el  establecimiento  de  un  mecanismo  de 
salvaguarda en el caso de producirse anomalías en los sistemas informáticos, para lo 
que se solicita al operador del sistema eléctrico que realice una propuesta en la próxima 
revisión  de  sus  procedimientos  que  mitigue  las  consecuencias  de  esas  posibles 
anomalías.
Con fecha 22 de diciembre de 2020, y de acuerdo con la Disposición Transitoria 
décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se dio trámite de audiencia, enviando al Consejo 
Consultivo  de  Electricidad  la  «Propuesta  de  resolución  por  la  que  se  modifica  el 
procedimiento de operación 3.3 Activación de energías de balance procedentes del 
producto  de  reserva  de  sustitución  (RR)».  Asimismo,  en  esa  misma  fecha,  en 
cumplimiento del trámite de información pública, se publicó en la página web de la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la citada propuesta de resolución 
para que los sujetos formularan sus alegaciones en el plazo de 10 días hábiles.
En  este  trámite,  se  ha  recibido  respuesta  de  7  sujetos,  entre  empresas  y 
asociaciones, 4 de los cuales realizan comentarios y sugerencias.
La mayoría de los sujetos solicitan que no se utilicen requerimientos elásticos. Esta 
cuestión ya ha sido debatida y justificada en los trámites de aprobación del marco de las 
plataformas TERRE (RR IF) y MARI (mFRR IF), así como de las Condiciones nacionales 
relativas al balance. En particular, en el trámite de aprobación de estas condiciones, se 
indicó que:
«La opinión negativa de los agentes españoles va en línea con las obtenidas en las 
consultas europeas de los marcos de las plataformas antes mencionadas. Es por ello 
que  los  reguladores  europeos  han  previsto,  en  el  contexto  de  las  plataformas, 
mecanismos para la supervisión del impacto de los requerimientos elásticos y, en su 
caso, revisión de las condiciones para su utilización. […]. Sin embargo, a pesar de la 
oposición de los sujetos, las ofertas elásticas se mantienen a nivel europeo, por el 
beneficio que pueden reportar en términos de eficiencia y reducción del coste.
En el nuevo marco de plataformas comunes para la asignación de recursos de 
balance, cada TSO compite de algún modo con los TSOs vecinos para conseguir los 
recursos más económicos posibles. Además, aumentan sus incertidumbres, entre otras 
cosas, porque disponen no sólo de productos estándares de balance sino también de 
posibles productos específicos nacionales. Así las cosas, teniendo en cuenta que otros 
TSOs sí harán uso de la opción de poner precio a sus requerimientos, en las mismas 
plataformas en las que estará operando REE, la CNMC considera oportuno contemplar 
esta opción en las Condiciones nacionales relativas al balance, a fin de que el operador 
del sistema español cuente con las mismas oportunidades que el resto de operadores.»
No obstante, se reitera que su uso en el sistema eléctrico español será supervisado 
estrechamente  y  podrá  ser  revisado,  tanto  el  propio  uso  como  la  fórmula  para  la 
determinación  del  precio,  en  cuanto  los  resultados  demuestren  la  aparición  de  e
ineficiencias en el mercado o se identifique alguna posibilidad de mejorar su aplicación. bo
Por último, la CNMC considera que el criterio adoptado de confidencialidad de la  w
minteetrofdieoralong íean  plao dforárm aaycuiódna rd eal  mpriencimioi zeanr  eel l mrieerscgaon ddoe R qRu.e S luo sp urbelqicuidearidm ipeondtorísa  eplráosvtoiccoasr 
qeune la l op rpáocdtircíaa nla r ienftlreojadru cecni ósnu ds eo ufenr tlaíms iyte  adjues ptarer csiou,s a el ssterar taedgoiapsta edno  mpoerr cloasd op.r oAvseiemdiosrmeos,, 
cabe señalar que, de acuerdo con la información disponible en la CNMC, los TSOs que
han aplicado o prevén aplicar este tipo de requerimientos en Europa han seguido este 
mismo criterio de confidencialidad.
Por todo ello, no se ha incorporado ninguna modificación sobre la propuesta remitida 
a consulta pública.
Con fecha 22 de diciembre de 2020, se remitió la propuesta de resolución a la 
Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al 
respecto.
El artículo 5.4.c) del Reglamento (UE) 2017/2195 atribuye a la autoridad reguladora 
nacional de cada Estado miembro la aprobación de las condiciones relativas al balance.
Por su parte, el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, habilita a la 
CNMC para dictar actos de ejecución y aplicación de las circulares, que habrán de 
publicarse en el BOE.
Al amparo de esas competencias, y teniendo en cuenta las circunstancias de hecho 
previamente expuestas (en particular, la ausencia de una propuesta previa de desarrollo 
del apartado 6 del artículo 13 de las Condiciones relativas al balance en la adaptación 
que se ha realizado de los procedimientos de operación del sistema, y la necesidad 
detectada por esta Comisión), la CNMC elaboró una propuesta de revisión del P.O. 3.3, 
que  fue  sometida  a  audiencia  e  información  pública,  tal  como  se  indica  en  los 
antecedentes de hecho. Dicha propuesta se ha incorporado al texto del P.O. 3.3, tal y 
como se recoge en el anexo de esta resolución.
El  objetivo  principal  de  dicha  revisión  del  procedimiento  de  operación  P.O.3.3 
«Activación de energías de balance procedentes del producto de reserva de sustitución 
(RR)» es desarrollar lo previsto en el apartado 6 del artículo 13 de las Condiciones 
relativas al balance, aprobadas por la CNMC el 11 de diciembre de 2019, en relación con 
el uso por el operador del sistema eléctrico de requerimientos elásticos dependientes del 
precio  para  los  procesos  de  asignación  del  servicio  de  balance  de  reservas  de 
sustitución (RR).
Los cambios que se introducen consisten en modificar el apartado 9.3 del PO 3.3, al 
objeto de contemplar que las necesidades de balance que se pondrán a disposición de la 
plataforma europea de RR desde el sistema eléctrico español podrán estar definidas 
como necesidades elásticas, y en añadir un nuevo anexo II al P.O.3.3 en el cual se 
establece  la  metodología  que  utilizará  el  operador  del  sistema  para  establecer  las 
necesidades elásticas del sistema eléctrico español. Este anexo tiene un tratamiento 
confidencial para evitar predictibilidad del resultado por parte de los sujetos y, será 
remitido únicamente al operador del sistema.
La metodología de aplicación al establecimiento de los requerimientos elásticos se 
rige por los siguientes criterios:
Las necesidades de energías de balance de tipo RR pueden ser inelásticas, esto es, 
disposición del operador del sistema a comprar energía de balance independientemente 
del precio, y elásticas, disposición del operador del sistema a comprar energía de 
balance sólo si el precio marginal resultante de la asignación de energía de balance en la 
plataforma RR es inferior o en el límite igual (para la energía a subir) o superior o en el 
límite igual (para la energía a bajar) al precio del volumen elástico.
La metodología contempla que, para cada periodo de programación, el operador del 
sistema pueda establecer un reparto del volumen de necesidad de energía de balance 
de tipo RR (V ) entre volumen inelástico y elástico (V  = V  + V ), de acuerdo 
RR RR INELAS ELAS
con lo previsto en el artículo 11.2 del marco de implementación de la plataforma RR. La 
utilización de un requerimiento elástico, así como el reparto del requerimiento entre  e.
volúmenes  elástico  e  inelástico  será  determinado  por  el  operador  del  sistema  w.
considerando la situación del sistema eléctrico español y los resultados de la plataforma  1w
LIBRPAa rean  csaelcsuiolanre se al nptreercioiore as. incorporar en las necesidades elásticas, la metodología
utiliza como referencia los precios de la asignación del servicio de regulación terciaria
tanto a subir como a bajar, ya que actualmente es la alternativa al uso de energía de 
balance de tipo RR.
Por otra parte, la metodología incluye un valor adicional que se suma a los precios –a 
subir y a bajar– calculados anteriormente. Este valor adicional, siempre positivo para la 
energía a subir y negativo para la energía a bajar, permite tener en cuenta la tipicidad de 
los precios marginales de regulación terciaria. De esta forma, el valor adicional permite 
ajustar el precio de los requerimientos a las desviaciones que se puedan registrar en los 
precios, motivadas por las circunstancias de operación de cada momento.
Así, la metodología no fija un valor permanente, ya que, de facto, un posible valor 
permanente sería considerado un límite al precio de la asignación de ofertas de RR, lo 
que  no  está  permitido  de  acuerdo  con  la  normativa  de  aplicación.  El  precio  lo 
determinará el operador del sistema diariamente de acuerdo con la aplicación de esta 
metodología.
Adicionalmente,  sin  perjuicio  de  que  esta  metodología  pueda  revisarse 
posteriormente para incorporar un mayor ajuste, la metodología prevé que uno de los 
componentes del valor adicional pueda ser modificado por la CNMC en caso de que las 
condiciones de mercado lo justifiquen y la metodología no refleje dichas condiciones.
Por cuanto antecede, la Sala de la Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional 
de  los  Mercados  y  la  Competencia,  de  acuerdo  con  la  función  establecida  en  el 
artículo 7.1.c) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de 
los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de 
enero, y desarrollada a través de la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión 
Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías 
que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la 
operación del sistema, y en cumplimiento de lo establecido en el artículo 5.1 de dicha 
circular, resuelve:
Primero.
Aprobar el procedimiento de operación PO 3.3 «Activación de energías de balance 
procedentes del producto de reserva de sustitución (RR)», incluido en el anexo de esta 
resolución.
Segundo.
La  presente  resolución  surtirá  efectos  al  día  siguiente  de  su  publicación  en  el 
«Boletín Oficial del Estado».
La presente resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado» a excepción 
del anexo II del P.O. 3.3, 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.
La presente resolución, incluido el anexo II del P.O. 3.3, se notificará a Red Eléctrica 
de España, S.A.
Madrid, 14 de enero de 2021.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de 
los Mercados y la Competencia, Joaquim Hortalà i Vallvé.
ANEXO I
Procedimiento de operación 3.3 Activación de energías de balance procedentes  e.e
del producto de reserva de sustitución (RR) w.b
El objeto de este procedimiento es1 .l a Oapbljiectaoción en el sistema eléctrico peninsular
español  del  proceso  europeo  de  activación  e  intercambio  de  energías  de  balance
correspondientes  al  producto  de  reservas  de  sustitución  (producto  Replacement  Bc
Reserves, RR por sus siglas en inglés), conforme a lo contemplado en el Reglamento 
(UE) 2017/1485 de la Comisión de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una 
Directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad (Reglamento SO) y en el 
Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión de 23 de noviembre de 2017 por el que se 
establece una Directriz sobre el balance eléctrico (Reglamento EB).
2. Ámbito de aplicación
Este procedimiento aplica al operador del sistema eléctrico español (OS), a los 
proveedores de servicios de balance [Balancing Service Providers (BSPs), por sus siglas 
en inglés] habilitados por el OS conforme a lo establecido en la normativa de aplicación 
vigente, y a los sujetos de liquidación responsables del balance [Balancing Responsible 
Parties (BRPs), por sus siglas en inglés] del sistema eléctrico peninsular español.
3. Definiciones
A efectos de este procedimiento de operación se deberán tener en cuenta los 
términos y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado 
interior de la electricidad y en el artículo 4 de las Condiciones relativas al balance para 
los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del 
balance  en  el  sistema  eléctrico  peninsular  español,  aprobadas  por  la  CNMC,  (en 
adelante Condiciones relativas al balance). 
En particular, los términos correspondientes a: 
– Mercado, se refiere al «Mercado mayorista de electricidad» al que se refiere el 
artículo 1 de la Circular 3/2019 de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el 
funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del 
sistema.
– Participante en el mercado (PM), es una persona física o jurídica que compra, 
vende o genera electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la 
participación activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la 
emisión de órdenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad 
incluyendo el mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del artículo 2 del 
Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de electricidad.
– Proveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en inglés): participante en 
el mercado que suministra energía de balance y/o reserva de balance a los TSO, tal 
como se define en el punto (12) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al 
mercado interior de la electricidad.
– Sujeto de liquidación responsable del balance (BRP, por sus siglas en inglés): 
participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el 
mercado de la electricidad, tal como se define en el punto (14) del artículo 2 del 
Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
4. Activación de energías de balance correspondientes al producto de reservas 
de sustitución (producto RR)
Conforme al artículo 19 del Reglamento EB, la activación e intercambio de energías 
de balance correspondientes al producto de reservas de sustitución (producto RR) se  e
realizará mediante la utilización de la plataforma europea para el intercambio de dichos  bo
productos  transfronterizos  estándar  de  energías  de  balance,  gestionada  por  los  w
orineptaeelrirLzcaaaad rmaoácr betciisovo a nddcfeoeiólr  msnei snedte eearlm g plíoarao  spcd orudencevftoi osrrt emoRs eRee rn aev  anelos l  e e«sdsMtetaaa  bpsrcluleaosct tadiidtfeuoo cr ameiópnanl i  cee(alRu cRrRioóeIpngFe l,ad ampe do eleran   sstpoeul arsEvt aBiscf.iiogorlsam sda e e ebnua rilonapgnelcéaes  )ds»ee,    OE-A-2021-70able en https://
aprobado por las Autoridades Reguladoras Nacionales de todos los países participantes 
en este proceso, de acuerdo con el artículo 5.3.(a) del Reglamento EB.
Las  ofertas  del  producto  RR  recibidas  por  el  operador  del  sistema  eléctrico 
peninsular español (OS) de los participantes habilitados como proveedores del servicio 
de reservas de sustitución, según el apartado 4 de este procedimiento, y validadas de 
acuerdo  al  artículo  9.2  de  este  procedimiento  serán  puestas  a  disposición  de  la 
plataforma RR por el OS para su activación. Los proveedores conectados en el sistema 
eléctrico peninsular español recibirán a su vez del OS la información necesaria para la 
activación  de  la  energía  de  balance  correspondiente  al  producto  RR  y  su 
correspondiente liquidación.
5. Proveedores del servicio de reservas de sustitución (RR)
Podrán  ser  habilitadas  por  el  operador  del  sistema  eléctrico  español  como 
proveedoras del servicio de reservas de sustitución (RR) todas aquellas unidades de 
programación  conectadas  al  sistema  eléctrico  peninsular  español  que  acrediten  su 
capacidad técnica y operativa para la prestación del servicio, conforme a lo establecido 
en el artículo 9 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios 
de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance en el sistema eléctrico 
peninsular español, aprobadas por la CNMC, de acuerdo con el artículo 5.4.(c) del 
Reglamento EB.
Para poder presentar ofertas del producto RR al OS y ser consideradas a todos los 
efectos participantes en este servicio, las unidades de programación deberán contar con 
la habilitación expresa del OS para la provisión de este servicio.
Las unidades de programación que estuvieran habilitadas en el servicio de gestión 
de desvíos el día inmediato anterior al del inicio de la participación del sistema eléctrico 
español  en  la  plataforma  europea  de  RR,  se  considerarán  ya  habilitadas  para  la 
provisión del servicio de reservas de sustitución, siéndoles no obstante de aplicación las 
condiciones de repetición de pruebas recogidas en el apartado 6.4 del PO 3.8. La 
habilitación de nuevas unidades de programación para el producto RR seguirá lo descrito 
en  el  procedimiento  de  operación  por  el  que  se  establecen  las  pruebas  para  la 
participación  de  las  instalaciones  en  los  procesos  gestionados  por  el  operador  del 
sistema.
El OS verificará la capacidad técnica y operativa de las unidades de programación 
habilitadas  para  la  prestación  del  servicio  de  provisión  de  reservas  de  sustitución 
mediante la comprobación de los perfiles de respuesta en potencia para cada período de 
suministro de reservas. Dicha comprobación tendrá en cuenta el tiempo de activación 
(FAT) del producto de balance gestionado en el mercado de provisión de reservas de 
sustitución y el periodo de entrega en el sistema eléctrico peninsular español y la 
desviación de la potencia neta suministrada por la unidad de programación con respecto 
a su potencia neta programada en el mercado de provisión de reservas de sustitución. 
Mediante este seguimiento de la prestación del servicio, el OS revaluará de forma 
continua la calificación de las unidades de programación como proveedoras del servicio 
de provisión de RR, conforme a lo recogido en el apartado 6 del artículo 162 del 
Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, dando así cumplimiento al proceso de 
reevaluación que debe ser realizado como mínimo una vez cada 5 años.
Si el OS detectara un incumplimiento reiterado de los requisitos exigidos y/o una 
inadecuada calidad del servicio prestado que pusiera de manifiesto la falta de capacidad  s
técnica de la unidad de programación para la prestación del servicio y/o la no remisión  e.
de la información de cambios o modificaciones que pudieran afectar a la prestación del  w.
servicio, informará de forma detallada al titular de la unidad de programación y a la  1w
CnoN MseC ,i nctorondceudjeierannd ol ausn  mpleajzoora psa rian dinictaroddausc, ire lla sO mS epjoordarsá  nreectierasar rilaas .h Sabi ipliatascaiódno  epla prala zloa 
pdreel srteaqcuióenri mdieeln stoe rdveicl iOo Sp.reviamente concedida, hasta que se constate el cumplimiento  BOE-A-cable e
6. Producto RR estándar para el intercambio de energías de balance entre sistemas 
eléctricos
Conforme a lo establecido en el artículo 11(5) del RRIF el intercambio transfronterizo 
de energías de balance se realizará inicialmente por periodos de programación horarios. 
Con posterioridad, en una siguiente fase, se efectuará el cambio a la programación 
cuarto-horaria en los servicios de balance en el sistema eléctrico peninsular español.
En  el  artículo  6  del  RRIF  se  define  el  producto  RR  que  se  utilizará  para  los 
intercambios de energías de balance entre sistemas. En el anexo I de este documento 
se encuentran detalladas dichas características, con las particularidades aplicables en el 
caso del sistema eléctrico peninsular español.
7. Ofertas del producto RR de los proveedores del servicio al OS
Las ofertas del producto RR podrán ser simples (completamente divisibles, divisibles 
o  indivisibles)  o  bien  presentar  características  complejas  (exclusividad,  multi-parte, 
vinculadas  en  tiempo),  conforme  a  lo  indicado  en  el  artículo  9  del  RRIF,  con  las 
particularidades previstas en el Anexo I de este documento, para los proveedores del 
servicio de RR en el sistema eléctrico peninsular español.
En  el  documento  de  intercambios  de  información  entre  los  participantes  en  el 
mercado y el operador del sistema se incorporan los tipos de oferta admitidos por la 
plataforma europea para la gestión del producto RR.
De forma transitoria hasta que se produzca el paso a la programación cuarto-horaria 
en la gestión de los servicios de balance en el sistema eléctrico peninsular español, los 
proveedores del servicio de RR podrán utilizar aquellos tipos de oferta del producto RR 
que sean compatibles con la asignación de ofertas para periodos horarios completos.
8. Proceso de activación de energías de balance del producto estándar RR
El  proceso  de  activación  de  energías  de  balance  del  producto  estándar  RR, 
finaliza 30 minutos antes del inicio del periodo de entrega de la energía y consta de las 
siguientes fases tal y como se indica en el artículo 3 del RRIF:
– Presentación por los proveedores del servicio al OS, de las ofertas de energías de 
balance correspondientes al producto RR.
– Envío  del  OS  a  la  plataforma  europea  de  activación  del  producto  RR  de  la 
información correspondiente a:
• Ofertas válidas de energías de balance del producto RR.
• Necesidades de balance a satisfacer con energías de tipo RR.
• Capacidad disponible en las interconexiones internacionales (ATC) y, en su caso.
• Requisitos de control de flujo en las interconexiones.
– Comunicación de la plataforma europea de activación del producto RR al OS de la 
siguiente información:
• Activación de ofertas correspondientes a proveedores del servicio del sistema 
eléctrico peninsular español, realizada por la plataforma europea de RR.
• Necesidades satisfechas por la plataforma europea de RR.
• Capacidad de intercambio utilizada en el proceso RR. es
• Posiciones netas del sistema eléctrico peninsular español. bo
• Programas establecidos en las interconexiones del sistema eléctrico peninsular  w
espa• ñPorl.ecios resultantes de la activación del producto RR.
– Comunicación del OS a los proveedores de este servicio en el sistema eléctrico 
peninsular español, de la siguiente información:
• Información sobre las ofertas de energía de balance, clasificadas conforme a los 
criterios establecidos en el proceso de validación descrito en el apartado 8.2 de este 
procedimiento en:
○ Ofertas enviadas por el OS a la plataforma europea de RR:
• Disponibles para la asignación en la plataforma europea de RR.
• No disponibles para la asignación en la plataforma europea de RR por estar 
afectadas por limitaciones de programa por seguridad del sistema eléctrico peninsular 
español.
○ Ofertas no enviadas a la plataforma por infactibilidad respecto al Programa Horario 
Final definitivo:
• Resultados de la activación del producto RR (ofertas aceptadas y precios).
La plataforma europea de RR comunicará al OS la posición neta (Net Position) de 
cada operador del sistema, al objeto de realizar las correspondientes validaciones entre 
operadores de sistema de acuerdo con lo establecido en el artículo 3.1.(e) del RRIF.
La hora límite para que los proveedores del servicio de RR envíen sus ofertas a los 
TSOs y la hora límite para el envío de la información a la plataforma europea de RR por 
parte de los TSOs son las definidas en los artículos 7 y 8 del RRIF, respectivamente.
Como resultado del proceso anterior, 30 minutos antes del inicio del suministro 
quedarán  establecidos,  en  su  caso,  los  programas  de  intercambio  de  energías  de 
balance correspondientes al producto RR en las interconexiones del sistema eléctrico 
español.
En el caso de que el Programa Horario Final definitivo (PHFC) tras el mercado 
intradiario continuo de ámbito europeo se reciba con una antelación inferior a 48 minutos 
respecto al inicio del correspondiente horizonte de programación, el OS no realizará 
envío alguno de ofertas a dicha plataforma. En esta situación y en caso de identificarse 
una situación de emergencia, el OS sí podrá enviar las necesidades de balance a 
satisfacer con energías de tipo RR.
9. Intercambios de información asociados al proceso de activación de energías 
de balance RR
9.1  Capacidad disponible en las interconexiones internacionales (ATC).
EL OS comunicará y mantendrá actualizada, en todo momento, los valores de la 
capacidad de intercambio disponibles en las interconexiones internacionales para su 
consideración en el proceso de asignación de ofertas llevado a cabo por la plataforma 
europea para la gestión del producto RR, tal y como establece el artículo 3.1(a) del RRIF.
9.2  Ofertas de energías de balance de tipo RR de los proveedores del servicio 
validadas por el OS.
Según lo establecido en el artículo 3 del RRIF, el operador del sistema eléctrico 
español pondrá a disposición de la plataforma europea de RR las ofertas de energías de  es
balance  del  producto  RR  presentadas  por  los  proveedores  del  servicio,  una  vez  o
validadas por el OS, respetando los plazos de tiempo establecidos a nivel europeo en el  w
paalrrattíítccaCuufoolloonr  m 88u a ndd aeee llu a RrRnoRtRpeIeIFlFaa.,c  iedólen O  RnSoR  l ilndefevea rliraoásr   aao  fc5ea rmbtaoisn  uudnteo  spl orrosec speprseoocv tedoee ad v olaarle ihdsoa drcaeió ll nísm edirteve i lcpaiaos r aod feee rla teacnsuv edíroed  oaR  laRal    OE-A-2021-70able en https://
recibidas, teniendo en cuenta el Programa Horario Final definitivo y la información de
indisponibilidades comunicadas por los proveedores del servicio hasta ese momento 
para el siguiente periodo horario de entrega de energía.
En este proceso de validación, se rechazarán (parcialmente, en el caso de ofertas 
completamente divisibles y divisibles, o totalmente, en el caso de ofertas indivisibles y 
complejas) aquellas ofertas que resulten no compatibles con su programa final y los 
límites  físicos  de  la  unidad  de  programación,  y/o  no  respeten  la  potencia  máxima 
disponible de generación o de consumo comunicada. Todas las ofertas resultantes de 
este proceso de validación serán enviadas a la plataforma europea de RR.
Adicionalmente, a las ofertas les serán de aplicación las limitaciones de programa 
establecidas por seguridad del sistema, y vigentes en ese momento, para resolver las 
posibles restricciones técnicas en el sistema, indicándose:
– Si son ofertas disponibles para la asignación en la plataforma europea de RR, en 
caso de que éstas no se vean afectadas por las limitaciones de programa aplicadas por 
seguridad del sistema eléctrico peninsular español.
– Si son ofertas indisponibles (parcialmente, en el caso de ofertas completamente 
divisibles y divisibles, o totalmente, en el caso de ofertas indivisibles y complejas) para la 
asignación en la plataforma europea de RR, en el caso de que estas ofertas estén 
afectadas por limitaciones de programa, aplicadas por seguridad del sistema eléctrico 
peninsular español.
Las indisponibilidades comunicadas por los proveedores del servicio recibidas con 
una antelación inferior a 5 minutos respecto a la hora límite para el envío a la plataforma 
europea de RR de las ofertas de los proveedores de servicio, serán tenidas en cuenta 
tras el proceso de asignación de la plataforma europea de RR.
9.3  Necesidades de energía de balance de RR del sistema eléctrico español.
El operador del sistema eléctrico español pondrá a disposición de la plataforma 
europea de RR las necesidades de balance del sistema eléctrico peninsular español 
para su consideración en el proceso RR respetando los plazos y formatos establecidos 
para estos intercambios de información a nivel europeo en el artículo 8 del RRIF.
Las necesidades de balance que se pondrán a disposición de la plataforma europea 
de RR podrán estar definidas como necesidades inelásticas y/o necesidades elásticas, 
llevando asociadas las necesidades elásticas un precio límite para la asignación del 
volumen  de  necesidad  correspondiente,  precio  que  será  establecido  mediante  la 
aplicación de la metodología para la utilización de las necesidades elásticas del producto 
RR  en  el  sistema  eléctrico  español,  según  se  establece  en  el  anexo  II  de  este 
procedimiento.
De acuerdo a lo establecido en el artículo 11.2 del RRIF, el OS podrá incluir una 
banda de tolerancia asociada a su necesidad inelástica cuyo uso no podrá incrementar el 
precio marginal resultante de la asignación de la plataforma europea de RR.
El volumen de necesidades solicitado por el OS no superará el volumen de ofertas 
enviadas a la plataforma europea de RR, salvo en situaciones en las que la seguridad 
del sistema resulte comprometida, en cuyo caso y conforme a lo establecido en el 
artículo 11.2 del RRIF, el volumen de necesidades requerido a la plataforma podrá ser 
superior al volumen de ofertas enviadas a la plataforma europea de RR.
9.4  Requisitos de control de flujo en las interconexiones.
El  operador  del  sistema  eléctrico  español  podrá  poner  a  disposición  de  la  o
plataforma europea de RR requisitos de control de flujo en las interconexiones entre  w
aErstpícauñloa  3y. 1F.(rba)n dcieal,  RyR/oIF e.ntre España y Portugal de acuerdo a lo establecido en el
9.5  Resultados  de  la  activación  de  ofertas  del  producto  RR  por  la  plataforma 
europea.
Tras la recepción de la información relativa al resultado del proceso de optimización, 
desde la plataforma europea de RR, y con una antelación no inferior a 30 minutos 
respecto al inicio del suministro, el OS comunicará a los proveedores del servicio de RR 
la información relativa a la activación de sus ofertas en los formatos establecidos en el 
documento de intercambios de información entre los participantes en el mercado y el 
operador del sistema.
En caso de que por una incidencia en la plataforma europea de RR no se reciban los 
resultados de la activación de ofertas del producto RR, las necesidades del sistema 
eléctrico español serán cubiertas con la activación de energías del resto de servicios de 
balance del sistema, no estando prevista la aplicación de otros mecanismos de respaldo 
a nivel nacional específicos para el producto RR.
9.6  Actualización  de  la  programación  de  los  intercambios  de  energía  en  las 
interconexiones internacionales.
El establecimiento de programas transfronterizos de RR entre los operadores de los 
sistemas eléctricos interconectados dará lugar a una actualización de los programas de 
intercambio  de  energía  eléctrica  en  las  interconexiones  internacionales  del  sistema 
eléctrico  peninsular  español  con  los  respectivos  sistemas  eléctricos  vecinos 
interconectados.
Una vez haya finalizado la fase de activación de ofertas y se hayan establecido los 
programas de intercambio transfronterizo de energías de balance del producto RR, éstos 
tendrán carácter firme.
10. Liquidación de las energías de balance del producto RR
La energía activada del producto RR a los BSPs del sistema eléctrico peninsular 
español,  así  como  los  intercambios  transfronterizos  de  energías  de  balance  entre 
operadores  de  sistemas  eléctricos  del  producto  RR,  derivados  de  necesidades  de 
balance de los sistemas, serán valorados al precio marginal del correspondiente periodo 
cuarto-horario de cada área no congestionada conforme a las propuestas desarrolladas 
en cumplimiento de los artículos 30 y 50 del Reglamento EB.
En caso de existir congestión en las interconexiones internacionales aflorará una 
renta  de  congestión  derivada  de  la  asignación  común  europea  realizada  por  la 
plataforma  de  gestión  del  producto  RR,  correspondiente  a  la  interconexión 
congestionada.
En  el  caso  de  ofertas  activadas  por  razones  de  control  de  flujo  en  las 
interconexiones,  la  energía  activada  será  valorada,  en  el  periodo  cuarto-horario 
correspondiente, al precio de oferta de dicha energía, siempre que su precio sea superior 
al  precio  marginal  del  producto  RR  en  el  sistema  eléctrico  peninsular  español 
correspondiente a ese mismo periodo para ofertas de energía a subir o inferior al precio 
marginal en el caso de las ofertas a bajar. En otro caso, la energía activada será 
valorada al precio marginal correspondiente.
En  el  caso  de  ofertas  activadas  por  razones  de  control  del  flujo  en  las 
interconexiones, el sobrecoste que resulte para el sistema eléctrico peninsular español 
se anotará en la cuenta del operador del sistema y será liquidado con cargo a las rentas  s
de  congestión  de  la  correspondiente  interconexión.  En  caso  de  que  existan  varios  oe.
solicitantes de dicha acción sobre una interconexión, el sobrecoste se repartirá conforme  w.
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activaciones de balance, como de las activaciones efectuadas por razones de control de
flujo en las interconexiones, revisándose la liquidación en caso de incumplimiento. Bc
La liquidación de la asignación del producto RR a los proveedores del servicio en el 
sistema eléctrico peninsular español será realizada por el OS conforme a lo establecido 
en el procedimiento de operación por el que se establecen los derechos de cobro y 
obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
La  liquidación  de  los  intercambios  transfronterizos  de  energías  de  balance  del 
producto RR para el sistema eléctrico peninsular español, se anotará en la cuenta del 
operador del sistema.
En caso de incidencia en el proceso de activación de energías de balance RR en el 
sistema eléctrico peninsular español, se garantizará la firmeza de los correspondientes 
intercambios de energía RR en las interconexiones internacionales del sistema eléctrico 
español. La liquidación económica derivada de la garantía de esta firmeza se financiará 
con cargo a cada una de las rentas de congestión del sistema eléctrico español, según 
corresponda.
El saldo mensual resultante de la liquidación de los intercambios transfronterizos de 
energías de balance programados en cada interconexión y de las rentas de congestión 
derivadas  será  liquidado  entre  el  operador  del  sistema  y  la  entidad  de  liquidación 
centralizada que actuará como contraparte entre los operadores de sistema europeos 
participantes en la plataforma europea de balance de RR.
11. Publicación de información
El operador del sistema publicará la información relativa al proceso de asignación del 
producto RR con la periodicidad y desglose que se determina en el procedimiento que 
establecen los intercambios de información relativos al proceso de programación.
12. Información a la CNMC
El OS informará a la CNMC mensualmente sobre el funcionamiento y resultados de 
la plataforma europea de energías de balance RR, incluyendo todos aquellos aspectos 
que resulten necesarios para la supervisión de la participación del sistema eléctrico 
español en dicha plataforma, incluyendo los siguientes aspectos:
– Uso de necesidades elásticas.
– Requerimientos de necesidades superiores al volumen de ofertas presentadas.
– Situaciones en las que la plataforma no haya cubierto las necesidades solicitadas 
desde el sistema eléctrico español.
– Justificación de los requerimientos de control de flujo en interconexiones.
– Utilización de la indivisibilidad en las ofertas de los proveedores del servicio. En 
particular,  el  OS  notificará  a  la  CNMC  aquellos  casos  en  que  el  uso  de  bloques 
indivisibles sea sistemático o resulte incoherente con las limitaciones técnicas de la 
unidad de programación correspondiente o pudiera reflejar comportamientos de mercado 
no adecuados.
– Número de horas sin participación en la plataforma europea de intercambio de 
energías de balance RR por retrasos en el mercado intradiario continuo de ámbito 
europeo.
El  OS  pondrá  a  disposición  de  la  CNMC  la  información  detallada  de  ofertas, 
necesidades y resultados del mercado RR en el sistema eléctrico español.
ANEXO I
Principales características del producto/oferta RR estándar
Modo de activación Programada, con activación manual
Periodo de preparación. Entre 0 y 30 min.
Periodo de rampa de variación de potencia. Entre 0 y 30 min.
Tiempo de activación (FAT). 30 min.
Periodo de desactivación. Determinado por el BSP.
Cantidad mínima. 1 MW.
Cantidad máxima. No se establece valor máximo alguno, salvo los límites técnicos correspondientes.3.
Duración mínima del periodo de entrega. 15 min1.
Duración máxima del periodo de entrega. 60 min2.
Área de Control Frecuencia-Potencia (LFC) de España. Conforme a lo establecido en las 
Localización. condiciones de agregación de los BSP en las Condiciones relativas al balance, aprobadas 
por la CNMC de acuerdo al artículo 18 del Reglamento EB.
Periodo de validez. En función de la oferta del BSP (15, 30, 45 o 60 minutos)1.
Duración mínima entre el final de una desactivación y la 
Determinada por el proveedor del servicio en su oferta.
siguiente activación.
Resolución del precio de oferta. 0,01 €/MWh.
Límites al precio de oferta. No se establecen límites a los precios, salvo los límites técnicos correspondientes.3.
Resolución del periodo de tiempo. 15 min.
1  Hasta el paso a programación cuarto-horaria en el sistema eléctrico peninsular español, la duración 
mínima del periodo de entrega será igual a 60 min.
2  La duración máxima del periodo de entrega depende de la frecuencia del proceso de activación. La 
plataforma europea de RR arrancará con una frecuencia de activación horaria, lo que implica 24 horizontes de 
activación y la posibilidad de realizar optimizaciones que cubran 60 min. En caso de incrementarse el número 
de horizontes de activación («gates»), por ejemplo, a 96 diarias, la duración máxima del periodo de entrega se 
reduciría a 15 min.
3  Los límites técnicos corresponden a los formatos de los campos que se establecen en el documento de 
intercambios de información entre los participantes en el mercado y el operador del sistema. Estos límites 
técnicos aplicables a los precios coincidirán con los valores armonizados que, en su caso, se establezcan de 
acuerdo con lo previsto en el apartado 2 del artículo 30 del Reglamento EB.
ANEXO II
Metodología para la utilización de las necesidades elásticas del sistema eléctrico 
español
Confidencial.