BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 130 Martes 1 de junio de 2021 Sec. III.   Pág. 67257
III. OTRAS DISPOSICIONES
COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS
Y LA COMPETENCIA
9171 Resolución  de  20  de  mayo  de  2021,  de  la  Comisión  Nacional  de  los 
Mercados y la Competencia, por la que se modifican los procedimientos de 
operación  14.4  y  14.6  para  su  adaptación  a  las  normas  comunes  de 
liquidación de intercambios intencionados y no intencionados previstas en los 
artículos 50(3) y 51(1) del Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 
de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance 
eléctrico.
La Sala de Supervisión Regulatoria, de acuerdo con la función establecida en el 
artículo 7.1.c) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de 
los  Mercados  y  la  Competencia,  modificada  por  el  Real  Decreto-ley  1/2019  y 
desarrollada a través de la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional 
de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que 
regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la 
operación del sistema, y en cumplimiento de lo establecido en el artículo 23 de dicha 
circular, acuerda emitir la siguiente resolución.
Antecedentes de hecho
Primero.
La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y 
la Competencia, modificada por el Real Decreto-Ley 1/2019, en su artículo 7, acerca de 
la supervisión y control en el sector eléctrico y en el sector del gas natural, determina en 
su  apartado  primero  la  potestad  de  la  Comisión  Nacional  de  los  Mercados  y  la 
Competencia 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 5, establece que el operador del sistema eléctrico 
deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea. 
Asimismo, en su artículo 19, establece que el operador del sistema 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  e.
energía con otros operadores, así como de la liquidación de los desvíos a cada sujeto de  w.b
liquidación responsable del balance. Todo ello, según lo dispuesto en el Reglamento  71ww
u(UnEa )d 2ir0e1c7tr/i2z 1s9o5b rdee e lla b aClaonmciesi óenlé, cdtreic o2.3 de noviembre de 2017, por el que se establece
Segundo.
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, prevé en sus artículos 50(3) 
y 51(1) que todos los Gestores de la Red de Transporte (GRT) que intercambian energía 
en una zona síncrona elaborarán, a más tardar dieciocho meses después de la entrada 
en vigor del citado Reglamento, las siguientes propuestas:
Normas  comunes  de  liquidación  aplicables  a  los  intercambios  de  energía 
intencionados  derivados  del  proceso  de  contención  de  la  frecuencia  y  rampas  de 
variación de potencia (CCFR).
Normas  comunes  de  liquidación  aplicables  a  los  intercambios  de  energía  no 
intencionados (CCU).
El objeto de estas normas es establecer una metodología de liquidación financiera 
utilizada por los GRTs para liquidar los intercambios físicos de energía que se producen 
a través de las interconexiones, pero que no responden a transacciones programadas 
por los sujetos en los mercados o acordadas explícitamente entre los operadores de 
sistema.  En  el  caso  del  sistema  español,  estas  normas  sustituyen  al  proceso  de 
compensación de los desvíos de regulación entre sistemas eléctricos que se venía 
aplicando hasta la fecha en las interconexiones con Francia y Portugal.
Las normas aplicables a la zona síncrona continental europea fueron aprobadas por 
todos los reguladores de la región en junio de 2020. En particular, fueron aprobadas por 
la CNMC mediante sendas resoluciones de 3 de junio de 2020(1).
(1)  https://www.cnmc.es/expedientes/dcoorde00419-.
Tercero.
La  entrada  en  vigor  de  las  normas  comunes  de  liquidación  de  intercambios 
intencionados y no intencionados en la zona síncrona continental europea está prevista 
para el 1 de junio de 2021, según acuerdo de los GRTs de la zona y en cumplimiento del 
plazo previsto en dichas normas, así como en el Reglamento (UE) 2017/2195, de un año 
tras la aprobación de las normas por todas las autoridades reguladoras de la región. La 
implantación efectiva en el sistema eléctrico español requiere la adaptación previa de los 
procedimientos de operación relativos a liquidaciones.
Con fecha 7 de abril de 2021 tuvo entrada en la CNMC la propuesta de REE de 
modificación de los procedimientos de operación 14.4 Derechos de cobro y obligaciones 
de pago por los servicios de ajuste del sistema y 14.6 Liquidación de intercambios 
internacionales no realizados por Sujetos del Mercado, para su adaptación a las normas 
comunes de liquidación de intercambios intencionados y no intencionados.
La propuesta había sido previamente sometida a consulta pública por el operador del 
sistema, a través de su página web, desde el 4 de marzo hasta el 4 de abril de 2021. El 
escrito se acompañó de un informe justificativo de los cambios incorporados en el texto 
de los procedimientos, así como de los comentarios de los sujetos interesados, recibidos 
por el operador del sistema durante el período de consulta pública de la propuesta, y las 
respuestas de dicho operador a las alegaciones de los sujetos, justificando las razones 
por las que se decidió incorporar o no a los procedimientos cada uno de los comentarios 
recibidos. s
Cuarto. w.
la LeCyo n3 /f2e0c1h3a,  2d3e  d4e d aeb jruiln dioe,  2s0e2 d1i,o y t rdáem aitceu deerd aou cdoienn lcai aD, iespnovisaicnidóon  aTlr aCnosnitsoerjioa  Cdéocnismualt idvoe 
ddee  Eopleecrtaricciiódna d1 4la.4 « yP r1o4p.u6e psatar ad es ur easdoalupctaiócnió np oar  llaa sq uneo rsmea sm ocodmificuanne slo dse p lrioqcueiddaimciióenn tdoes 
intercambios intencionados y no intencionados previstas en los artículos 50(3) y 51(1) del
Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se 
establece una directriz sobre el balance eléctrico».  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.
No se han recibido comentarios a la propuesta.
Quinto.
Igualmente con fecha 23 de abril de 2021, se remitió la propuesta de resolución a la 
Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al 
respecto.
Fundamentos de Derecho
Primero.  Habilitación competencial para aprobar estos procedimientos.
El objetivo principal de la revisión de los procedimientos de operación PO 14.4 y 
PO 14.6, es adaptar el proceso de liquidación de los intercambios físicos de energía, que 
lleva a cabo el operador del sistema eléctrico español con otros operadores, a las 
normas  comunes  de  liquidación  aplicables  a  los  intercambios  de  energía  no 
intencionados e intencionados derivados del proceso de contención de la frecuencia y 
rampas de variación de potencia, desarrolladas según lo dispuesto en los artículos 50(3) 
y 51(1) del Reglamento (UE) 2017/2195.
El artículo 5 del Reglamento (UE) 2017/2195 atribuye a la autoridad reguladora 
nacional de cada Estado miembro la aprobación de las condiciones y metodologías 
relativas al balance.
La Circular 3/2019, en su artículo 23, asigna a la Comisión Nacional de los Mercados 
y la Competencia la función de aprobar los procedimientos de operación derivados del 
desarrollo de dicha circular.
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.
Segundo.  Síntesis de la adaptación que se aprueba mediante la presente resolución.
La propuesta introduce en los procedimientos de operación 14.4 y 14.6 los cambios 
necesarios en la liquidación de los desvíos entre sistemas para su adaptación a las 
normas CCFR y CCU.
Un  cambio  relevante  es  la  separación,  en  el  apartado  13  del  PO14.4,  de  las 
liquidaciones correspondientes a fronteras comunitarias de las no comunitarias, a las que 
no aplican las normas CCFR y CCU. Así, la liquidación de los desvíos con Andorra y 
Marruecos se mantiene como en la actualidad, mientras la liquidación financiera de los 
desvíos intencionados y no intencionados para las interconexiones con Francia y con 
Portugal, se adapta a las normas CCFR y CCU, respectivamente.
Con  esta  modificación,  el  importe  correspondiente  a  los  desvíos  con  Francia  y 
Portugal se elimina del saldo de la cuenta de compensación por desvíos internacionales 
asignado a la demanda. Este importe se anotará al operador del sistema, que lo liquidará 
con la correspondiente entidad de liquidación entre GRTs. La diferencia económica al  s
valorar los desvíos con Francia y Portugal a un precio diferente del precio de los desvíos  o
se asigna al saldo de la liquidación de energías posteriores al Programa Horario Final  w.
(dPirHecAFt)da.imcieonntaelm deen tlea,s  nsoer mparso pcoonmenu neost radse  limquoiddiaficciaócnio cnietasd aqsu, ee, l ospi erbaiedno r dneol  sdisetreivmaan   2021-9171n https://ww
considera oportuno incluir en este mismo proceso de revisión de los procedimientos de
liquidaciones.
En primer lugar, se añade un término para los ajustes de programa por cambios 
internos entre Sujetos de Liquidación Responsables del Balance (BRPs) en la fórmula de 
la posición del apartado 11.2, en coherencia con lo establecido en el apartado 12 del 
PO3.1, según el cual «desde el momento de su aceptación, el cambio de programa se 
considerará firme, y, en su caso, modificará la posición del correspondiente BRP y se 
tendrá en cuenta en los procesos de gestión y asignación de los servicios de ajuste en 
tiempo real». Este cambio es una mejora de redacción cuya necesidad se ha detectado 
con posterioridad a la revisión de los procedimientos de operación para su adaptación a 
las Condiciones relativas al balance. De no introducirse, con la redacción actual del 
PO3.1 y PO14.4 se podría interpretar que el cálculo de la posición para la liquidación del 
desvío no incluye los cambios internos entre BRP.
Por otra parte, se introducen dos nuevos apartados en el PO14.6. En el primero de 
dichos apartados (Apartado 6) se establece la liquidación de las acciones coordinadas 
de balance, separada del resto de intercambios de energía de balance. Esto es una 
mejora de redacción al objeto especificar mejor proceso de liquidación.
Finalmente, mediante un nuevo apartado 7 «Costes de financiación de los desfases 
temporales  entre  liquidaciones  nacionales  e  internacionales  y  posibles  diferencias 
económicas», se propone prever en el PO14.6 la imputación, con cargo a las rentas de 
congestión del sistema eléctrico español, de los costes de financiación que puedan 
derivarse  del  desfase  temporal  entre  la  liquidación  nacional  y  la  liquidación 
transfronteriza de las energías de balance, de la compensación de desequilibrios, de los 
desvíos en las interconexiones con Francia y Portugal y/o de las acciones coordinadas 
de balance así como cualquier diferencia económica que se pudiera producir como 
consecuencia de la liquidación de la energía intercambiada.
Se considera necesaria esta previsión a fin de garantizar la neutralidad financiera del 
operador del sistema, evitando que pueda incurrir en costes no reconocidos derivados de 
las  obligaciones  que  le  impone  la  regulación  europea.  Además,  de  este  modo  se 
equiparará el trato del operador del sistema al otorgado al operador del mercado en el 
apartado 11 del artículo 10 de la Circular 3/2019 de la CNMC, donde se prevé el cargo a 
las rentas de congestión de los costes y diferencias económicas derivadas del proceso 
de acoplamiento de los mercados.
Por cuanto antecede, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, 
resuelve:
Primero.
Aprobar los procedimientos de operación P.O.14.4. Derechos de cobro y obligaciones 
de pago por los servicios de ajuste del sistema y P.O.14.6 Liquidación de intercambios 
internacionales no realizados por Sujetos del Mercado.
Segundo.
Los procedimientos aprobados por la presente resolución entrarán en vigor el 1 de 
junio de 2021 y serán de aplicación a las liquidaciones realizadas a partir de esa fecha.
La  presente  resolución  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.
La presente resolución se notificará a Red Eléctrica de España, SA.
Madrid, 20 de mayo de 2021.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de  oe.
los Mercados y la Competencia, Joaquim Hortalà i Vallvé. w.
ANEXO I
Procedimientos de operación
P.O.14.4. Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del 
sistema.
P.O.14.6. Liquidación de intercambios internacionales no realizados por Sujetos del 
Mercado.
P.O. 14.4.  DERECHOS DE COBRO Y OBLIGACIONES DE PAGO POR LOS 
SERVICIOS DE AJUSTE DEL  SISTEMA
I. Aspectos generales
1.  Objeto.
El  objeto  de  este  procedimiento  es  determinar  los  derechos  de  cobro  y  las 
obligaciones de pago que se derivan de los servicios de ajuste del sistema a efectos del 
proceso de liquidación, según lo establecido en el procedimiento de operación 14.1. y en 
los procedimientos de operación relativos a dichos servicios.
Los servicios de ajuste del sistema incluyen:
a.  La  resolución  de  restricciones  técnicas  establecidas  en  el  procedimiento  de 
operación 3.2.
b.  La activación de energías de balance procedentes del producto de reserva de 
sustitución (RR) establecida en el procedimiento de operación 3.3.
c.  Los  servicios  complementarios  de  regulación  secundaria  establecidos  en  el 
procedimiento de operación 7.2.
d.  Los  servicios  complementarios  de  regulación  terciaria  establecidos  en  el 
procedimiento de operación 7.3.
e.  Los desvíos entre la medida en barras de central y el programa.
2.  Ámbito de aplicación, referencias y definiciones.
2.1  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación al operador del sistema y a los participantes en 
el mercado (PM), a los sujetos de liquidación responsables del balance (BRP, por sus 
siglas en inglés) y a los proveedores de servicios de balance (BSP, por sus siglas en 
inglés).
2.2  Referencias.
Las  referencias  a  Reglamento  (UE)  2019/943  se  entenderán  como  referidas  al 
Reglamento  (UE)  2019/943  del  Parlamento  Europeo  y  del  Consejo,  de  5  de  junio 
de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad. 
Las referencias a Circular 3/2019 se entenderán como referidas a 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. 
Las referencias a Mercado se entenderán como referidas al «Mercado mayorista de  s
electricidad» definido en el artículo 1 de la Circular 3/2019 como el integrado por el  oe.
conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energía y de otros servicios  w.
relacionados con el suministro de energía eléctrica. 71ww
y enD eel  aRceugelradmo ecnotno  e(UstEa)b l2e0c1id7o/ 2e1n9 l5a,  Ldeey  la2 4C/2o0m1i3s,i ódne,  2d6e  d2e3  ddicei enmobvireem, dberel  Sdeec t2o0r 1E7l,é cptorirc oe,l 
equleec trsiceid aeds tasbel eecsetr uucntuar ad ierenc mtrize rcsaodborse  ae lp lbaazola,n ocerg aenléizcatdriocos , y enl om oerrgcaandioza dmoasy, omrisetrac addeo   BOE-A-cable e
diario, mercado intradiario, mercado de ajuste, entendidos estos como los servicios de no 
frecuencia y servicios de balance del sistema, necesarios para garantizar un suministro 
adecuado al consumidor, incluyendo la resolución de restricciones técnicas. 
Las referencias a Ministerio se entenderán como referidas al Ministerio para la 
Transición  Ecológica  y  Reto  Demográfico,  o  al  que  cada  momento  ostente  la 
competencia en materia de energía. 
Las referencias a CNMC se entenderán como referidas a la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia. 
Las referencias a Condiciones del Balance se entenderán como referidas a 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 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Las  referencias  a  Reglamento  EB  en  este  procedimiento  se  entenderán  como 
referidas al Reglamento (UE) 2017/2195 por el que se establece una directriz sobre el 
balance eléctrico.
Las  referencias  a  Normas  CCFR  en  este  procedimiento  se  entenderán  como 
referidas a las Normas comunes de liquidación aplicables a los intercambios de energía 
intencionados derivados del proceso de contención de frecuencia y rampas de variación 
de potencia conforme a lo previsto en el artículo 50.3 del reglamento (UE) 2017/2195 
aprobadas por Resolución de la CNMC de 3 de junio de 2020.
Las referencias a Normas CCU en este procedimiento se entenderán como referidas 
a las Normas comunes de liquidación aplicables a los intercambios de energía no 
intencionados  conforme  a  lo  previsto  en  el  artículo  51.1.  del  reglamento  (UE) 
2017/2195 aprobadas por Resolución de la CNMC de 3 de junio de 2020.
Las referencias a PMD en las fórmulas de este procedimiento de operación se 
entenderán como referidas al precio del mercado diario.
2.3  Definiciones.
«Participante  en  el  mercado»:  persona  física  o  jurídica  que  está  generando, 
comprando o vendiendo 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,  entre  ellos  los  mercados  de  la  energía  de  balance.  Definición  25)  del 
artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943. 
 «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. Definición 14) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943.
«Responsabilidad en materia de balance»: todos los participantes del mercado serán 
responsables de los desvíos que causen en el sistema («responsabilidad de balance»). 
A tal fin, los participantes del mercado serán sujetos de liquidación responsables del 
balance o delegarán contractualmente su responsabilidad en un sujeto de liquidación 
responsable del balance de su elección. Cada sujeto de liquidación responsable del 
balance responderá financieramente de los desvíos y se esforzará por lograr el equilibrio 
o por contribuir a que el sistema eléctrico esté en equilibrio. Artículo 5 del Reglamento 
(UE) 2019/943. 
«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.  e
«Unidad de programación (UP)»: es la unidad elemental por medio de la cual se  bo
establecen los programas de energía en el mercado mayorista de electricidad definidos  71ww
en e«l Pprroogcreadmimaise ndtoe  dien toeprcearamcbióion  3tr.a1n sfronterizos  de  producto  RR»  o  «Programas  de
pinrtoedrcuacmtob idoe R rRe»se: rpvraosg rdaem assu sdteit uicnitóenrc a(Rmebpiola ecestmabelnetc iRdoess ecrovmeso,  eRnRe rgpíoar  dseu sb aslaignlcaes  deenl 
inglés).
«Proceso de compensación de desequilibrios»: proceso Imbalance Netting (IN por 
sus siglas en inglés)
3.  Criterios generales.
3.1  Criterio de signos.
El criterio de signos adoptado en las fórmulas de este procedimiento de operación es 
el siguiente:
a.  La producción e importación de energía tienen signo positivo. El consumo y 
exportación de energía tienen signo negativo.
b.  La energía a subir tiene signo positivo. Se define la energía a subir como los 
incrementos de producción o importación de energía y las disminuciones de consumo o 
exportación de energía.
c.  La energía a bajar tiene signo negativo. Se define la energía a bajar como las 
disminuciones de producción o importación de energía y los incrementos de consumo o 
exportación de energía.
d.  Los derechos de cobro tienen signo positivo. Las obligaciones de pago tienen 
signo negativo.
e.  Los  derechos  de  cobro  que  resulten  con  signo  negativo  (debido  a  precios 
negativos) se convertirán en obligaciones de pago. Las obligaciones de pago con signo 
positivo (debido a precios negativos) se convertirán en derechos de cobro.
3.2  Magnitudes.
Las magnitudes a las que se hace referencia en los textos y fórmulas de este 
procedimiento de operación se entenderán expresadas en las siguientes unidades:
a.  Las magnitudes de energía se entenderán expresadas en MWh con el número 
de decimales en los que se realice la asignación o medición de energía en cada caso y 
hasta un máximo de tres decimales.
b.  Las magnitudes de potencia se entenderán expresadas en MW con el número de 
decimales en los que se realice la asignación o medición de potencia en cada caso y 
hasta un máximo de tres decimales.
c.  Los precios de energía se entenderán expresados en euros por MWh con la 
precisión con la que se determinen en cada mercado.
d.  Los precios de potencia se entenderán expresados en euros por MW con la 
precisión con la que se determinen en cada mercado.
e.  Los porcentajes se entenderán ya divididos por 100.
f.  Los derechos de cobro y obligaciones de pago se entenderán expresados en 
euros con dos decimales, efectuándose, en su caso, el redondeo necesario.
g.  Los términos de las fórmulas de este procedimiento de operación se entenderán 
referidos a valores de una hora, salvo mención expresa en otro sentido.
II. Liquidación de la energía de balance
Energía de balance provista por los BSP del sistema eléctrico peninsular
4.  Productos de energía de balance.
La energía de balance se asigna a los proveedores de servicios de balance (BSP) a  o
través de los siguientes productos: 71ww
((ab))   RPreogduulacctoió dne t erercsiearrviaa.  dSee  scuosrtrietuscpioónnd «eR ceopnla ecle fmuteunrot  Rpreosdeurvceto»  d(Re Rba).lance «manual
Frequency Restoration Reserve» (mFRR).
(c)  Regulación  secundaria.  Se  corresponde  con  el  futuro  producto  de  balance 
«automatic Frequency Restoration Reserve» (aFRR).
La liquidación de la energía de balance asignada se realiza en cada dirección, a subir 
y a bajar, al precio marginal de cada servicio según se establece en los apartados 5, 6 
y 7.
La liquidación del incumplimiento de la energía neta de balance asignada se realiza 
en cada dirección, a subir y a bajar, según se establece en el apartado 8.
5.  Energía de balance del producto RR.
5.1  Energía de balance de producto RR a subir.
a)  La activación de ofertas de energía de balance a subir del producto RR da lugar 
a un derecho de cobro para cada unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:
DCRR  = ∑  ERRS  × PMRR
u q u
donde:
ERRS  = Energía activada del producto RR a subir por a la unidad u.
u
PMRR = Precio marginal cuartohorario del producto RR
En el caso de que el PMRR sea negativo, la activación dará lugar a una obligación 
de pago.
b)  En  el  caso  de  ofertas  activadas  por  razones  de  control  de  flujo  de  las 
interconexiones, la energía activada será valorada al precio de la oferta de activación de 
esa energía, siempre que este precio sea superior al precio marginal del producto RR en 
el sistema peninsular español. El derecho de cobro se calcula según la fórmula siguiente:
DCRRSCF  = ∑  ERRSCFu × máx (PMRR, POFRRS )
u q u
donde:
ERRSCF  = Energía activada a subir del producto RR a la unidad u por razones de 
u
control de flujo en la interconexión.
POFRRS  = Precio cuartohorario de la oferta activada del producto RR a la unidad u 
u
por razones de control de flujo en la interconexión.
En el caso de que máx (PMRR, POFRRSu) sea negativo, la activación dará lugar a 
una obligación de pago.
5.2  Energía de balance de producto RR a bajar.
a)  La activación de ofertas de energía de balance a bajar del producto RR da lugar 
a una obligación de pago para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
OPRR  = ∑  ERRB  × PMRR
u q u
donde:
ERRBu = Energía activada a bajar del producto RR a la unidad u. e.e
PMRR = Precio marginal cuartohorario del producto RR. w.b
cobrEon. el caso de que el PMRR sea negativo, la activación dará lugar a un derecho de
b)  En  el  caso  de  ofertas  activadas  por  razones  de  control  de  flujo  de  las
interconexiones, la energía activada será valorada al precio de la oferta de activación de  Bc
esa energía, siempre que este precio sea inferior al precio marginal del producto RR en 
el  sistema  peninsular  español.  La  obligación  de  pago  se  calcula  según  la  fórmula 
siguiente:
OPRRBCF  = ∑  ERRBCF  × mín (PMRR, POFRRB )
u q u u
donde:
ERRBCF  = Energía activada a bajar del producto RR a la unidad u por razones de 
u
control de flujo en la interconexión.
POFRRB  = Precio cuartohorario de la oferta activada del producto RR a la unidad u 
u
por razones de control de flujo en la interconexión.
En el caso de que máx (PMRR, POFRRB ) sea negativo, la activación dará lugar a 
u
un derecho de cobro.
5.3  Asignación del sobrecoste por activación de ofertas por razones de control de 
flujo en las interconexiones.
El sobrecoste ocasionado por la activación de ofertas por razones de control de flujo 
de las interconexiones, SCRRCF, se anotará, para cada hora, en la cuenta del operador 
del sistema y será liquidado entre el operador del sistema y la entidad de liquidación 
centralizada que actuará como contraparte entre los operadores del sistema. Se calcula 
para cada hora según la fórmula siguiente:
SCRRCF  =  ∑   ERRSCF   ×  (POFRRS   -  PMRR)  +  ∑   ERRBCF   ×  (PMRR  - 
q u u q u
POFRRB )
u
6.  Regulación terciaria.
6.1  Regulación terciaria a subir.
a)  La asignación de energía de regulación terciaria energía a subir da lugar a un 
derecho de cobro para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
DCTER  = ETERS  × PMTERS
u u
donde:
ETERS  = Energía terciaria asignada a subir a la unidad u.
u
PMTERS = Precio marginal de la asignación de terciaria a subir.
b)  Si la asignación se realiza por mecanismo excepcional de resolución, el precio a 
aplicar será el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal de regulación 
terciaria a subir de la hora cuando dicho precio marginal sea mayor o igual a 0. Si el 
precio marginal de regulación terciaria a subir es menor que 0, el precio a aplicar será el 
resultado del producto de 0,85 por el precio marginal de regulación terciaria a subir.
En su defecto, el precio a aplicar será el resultado del producto de 1,15 por el precio 
marginal del mercado diario cuando dicho precio sea mayor o igual a 0. Si el precio 
marginal del mercado diario es menor que 0, el precio a aplicar será el producto de 1,15 
por el valor medio aritmético del precio marginal horario resultante del mercado diario en  s
el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente. e.
6.2  Regulación terciaria a bajar. 71ww
obligaa) cióLna  daes ipgangaoc ipóanr ad ec aednae rugníaid adde  qreugeu slaec cióanlc utelarc siaergiaú ne nlae frógríma ual ab asijgaur idean telu:gar a una  OE-A-2021-91able en https://
OPTER  = ETERB  × PMTERB Bc
u u
donde:
ETERB  = Energía terciaria asignada a bajar a la unidad u.
u
PMTERB = Precio marginal de la asignación de terciaria a bajar.
b)  Si la asignación se realiza por mecanismo excepcional de resolución, el precio a 
aplicar será el resultado del producto de 0,85 por el precio marginal de regulación 
terciaria a bajar de la hora cuando dicho precio marginal sea mayor o igual a 0. Si el 
precio marginal de regulación terciaria a bajar es menor que 0, el precio a aplicar será el 
resultado del producto de 1,15 por el precio marginal de regulación terciaria a bajar.
En su defecto, el precio a aplicar será el resultado del producto de 0,85 por el precio 
marginal del mercado diario cuando dicho precio sea mayor o igual a 0. Si el precio 
marginal del mercado diario es menor que 0, el precio a aplicar será el resultado del 
producto de 1,15 por el precio marginal del mercado diario.
7.  Regulación secundaria.
7.1  Regulación secundaria a subir.
La  aportación  de  energía  de  regulación  secundaria  a  subir  por  cada  zona  de 
regulación z da lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
DCSEC  = ESECS  × PMSECS × CATS
z z
donde:
CATS = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a subir, en caso contrario, 
CATS será igual a 1,15.
ESECS   =  Energía  de  regulación  secundaria  a  subir  aportada  por  la  zona  de 
z
regulación z.
PMSECS = Precio marginal de la energía de regulación secundaria aportada a subir.
7.2  Regulación secundaria a bajar.
La asignación de energía de regulación secundaria a bajar da lugar a una obligación 
de pago para cada zona de regulación z que se calcula según la fórmula siguiente:
OPSEC  = ESECB  × PMSECB × CATB
z z
donde:
CATB = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a bajar, en caso contrario 
CATB será igual a 0,85.
ESECB   =  Energía  de  regulación  secundaria  aportada  a  bajar  por  la  zona  de 
z
regulación z.
PMSECB = Precio marginal de la energía de regulación secundaria aportada a bajar. 
El precio marginal horario de la energía de regulación secundaria a bajar estará limitado 
por el valor de precio máximo vigente en el Mercado Diario, y por el valor de precio 
mínimo  vigente  en  el  Mercado  Diario  cuando  el  precio  marginal  de  la  energía  de 
regulación terciaria haya resultado superior o igual a 0.
8.  Incumplimiento de las asignaciones de energía de balance RR y terciaria. e.e
El cumplimiento del saldo neto de las asignaciones de energía de balance RR y  71ww
yate gerrcnei8aeg.rr1aiga dí aasI  ntpeeca rucrvmaiea rplriaiflaiiscm  dauierenálni  dmtdoaie dsd meefso oa r dsmBeigSa pnP raa oncggioróre anpgm enaraedtectaani ó epdncae icr eeaonn ntece aarsgsd aíiaga  zn dozaeonc naibóa adn le add nereec  egere unRgleaRurcgl aiyóíac nti eó.drnec  iabyr aidalae na c fseou rbRmiRra.   BOE-A-2021-91cable en https://
A  efectos  de  las  fórmulas  siguientes,  las  referencias  a  saldos  o  sumas  de  las 
unidades de programación del BSP, o del BSP, se refieren a los saldos de sus unidades 
de programación con asignación neta a subir de energía de balance RR y de terciaria, no 
pertenecientes a zona de regulación y cuyo saldo de restricciones técnicas en tiempo 
real es nulo o a subir.
La obligación de pago por incumplimiento de asignación neta de energía de balance 
RR y terciaria a subir de la zona de regulación z o del BSP s se calculará de la forma 
siguiente:
OPEINCLEBALS  = EINCLEBALS  x abs(PBAL ) x 0,2
z,s z,s z,s
donde:
EINCLEBALS  = Energía incumplida de asignación neta de energía de balance RR 
z,s
y terciaria a subir de la zona z o del BSP s. Se tomará valor cero si en la hora la zona de 
regulación o el BSP tienen asignado un saldo neto a bajar de energía por restricciones 
en tiempo real. Si en la hora la zona de regulación o el BSP tiene saldo a subir de 
energía  de  restricciones  en  tiempo  real  se  considerará  que  ha  sido  asignada  con 
anterioridad a las asignaciones de energía de balance RR y terciaria.
La energía incumplida para cada zona de regulación z o cada BSP s se calculará 
según la fórmula siguiente:
EINCLEBALS  = máx [ - STGS , mín (0, Σ MBC  - EREFS )]
z,s  z,s z,s  u z,s 
donde:
MBC   = medida en barras de central, según se establece en el Anexo III, de cada 
u,
unidad de programación integrada en la zona de regulación z o perteneciente al BSP s.
EREFS   = Σ  PHFC  + SRTRS   + STGS  + (ESECS  + ESECB )
z,s z,s u z,s  z,s z z
SRTRS  = saldo neto a subir de energía de restricciones en tiempo real, de la zona 
 z,s
de regulación z o del BSP s, obtenida como suma de la energía de restricciones 
asignada a cada unidad de programación de la zona de regulación o del BSP s.
STGS  = saldo neto a subir de la energía de energía de balance RR y terciaria, a 
 z,s
subir y a bajar, asignada a la zona de regulación o al BSP obtenida como suma de las 
asignaciones a las unidades u integradas en la zona de regulación z o pertenecientes al 
BSP s.
PBAL = precio medio de la energía asignada a subir de energía de balance RR y 
z,s 
regulación terciaria a las unidades integradas en la zona de regulación z o las unidades 
pertenecientes al BSP s.
PBAL = [ Σ (ETERSu × PMTERS) + Σ Σ (ERRS,u × PMRR) + Σ Σ (ERRSCF  × 
z,s  u  q u  q u u
máx (PMRR, POFRRBu)) ] / [ Σ ETERSu + Σ ERRSu, + Σ Σ (ERRSCF )]
u u  q u u
Opcionalmente, y previa solicitud al operador del sistema, la obligación de pago por 
incumplimiento de asignación neta a subir de energía de balance RR y terciaria del BSP, 
s, se repartirá entre las unidades de programación u con incumplimiento a subir del BSP, 
en proporción a su incumplimiento, según las fórmulas del Anexo I.
8.2  Incumplimiento de asignación neta de energía de balance RR y terciaria a bajar.
A  efectos  de  las  fórmulas  siguientes,  las  referencias  a  saldos  o  sumas  de  las  bo
unidades de programación del BSP, o del BSP, se refieren a los saldos de sus unidades  71ww
dpreeea rptl eernoseg ncrauiemlona toec siaó  nab  aczjoaonrn. aa sdigen arecgióunla nceiótan  ay  bcaujayor  dsea lednoe rdgeía r edset rbicaclaionncees R tRéc yn idcea st eercni atrieiam, pnoo   OE-A-2021-91able en https://
La obligación de pago por incumplimiento de asignación neta de energía de balance 
RR y terciaria a bajar de la zona de regulación z o del BSP s se calculará de la forma 
siguiente:
OPEINCLEBALB  = EINCLEBALB  x abs(PMD)
z,s z,s
donde:
EINCLEBALB  = Energía incumplida de asignación neta de energía de balance RR 
z,s
y terciaria a bajar la zona z o del BSP s. Se tomará valor cero si en la hora la zona de 
regulación o el BSP tienen asignado un saldo neto a subir de energía por restricciones 
en tiempo real. Si en la hora la zona de regulación o el BSP tienen saldo neto a bajar de 
energía  de  restricciones  en  tiempo  real  se  considerará  que  ha  sido  asignada  con 
anterioridad a las asignaciones de energía de balance RR y terciaria.
La energía incumplida para cada zona de regulación z o cada BSP s se calculará 
según la fórmula siguiente:
EINCLEBALB = - mín ( - STGB , máx (0, Σ MBCu - EREFB ) )
z,s   z,s z,s  u
donde:
MBCu = medida en barras de central, según se establece en el Anexo III, de cada 
unidad de programación integrada en la zona de regulación z o perteneciente al BSP s.
EREFB  = Σ  PHFC + SRTRB  + STGB  + (ESECS  + ESECB )
 z,s z,s u   z,s  z,s z z
SRTRB  = energía de restricciones en tiempo real neta a bajar, de la zona de 
 z,s
regulación z o del BSP s, obtenida como suma de la energía de restricciones asignada a 
cada unidad de programación de la zona de regulación o del BSP s.
STGB  = saldo neto a bajar de la energía de energía de balance RR y terciaria, a 
 z,s
subir y a bajar, asignada a la zona de regulación o el BSP obtenida como suma de las 
asignaciones a las unidades u integradas en la zona de regulación z o perteneciente al 
BSP s.
Opcionalmente, previa solicitud al operador del sistema, la obligación de pago por 
incumplimiento de asignación neta a bajar de energía de balance RR y terciaria del BSP, 
s, se repartirá entre las unidades de programación con incumplimiento a bajar del BSP, 
en proporción a su incumplimiento según las fórmulas del Anexo I.
8.3  Asignación del importe de los incumplimientos de asignación neta de energía 
de balance RR y terciaria.
La suma de las obligaciones de pago por incumplimientos de energía de energía de 
balance  RR  y/o  terciaria  es  el  saldo  de  incumplimientos  de  energía  de  balance 
(OPEINCLEBAL) que se integrará en el coste horario de los servicios de ajuste y se 
repartirá a las unidades de adquisición conforme a lo establecido en el apartado 26 de 
este procedimiento.
Energía de balance intercambiada entre TSO
9.  Intercambios internacionales de energía de balance.
9.1  Intercambios transfronterizos de energía de balance del producto RR entre  bo
sistemas eléctricos. 71ww
sisteLmosa si nqteurec armeabliioces  etrla nospferorandteorri zdoes l dseis teemnear gsíae  dvea lobraarlaannc ea l dperle cpioro dinudcitcoa dRoR e ne nltores 
apartados siguientes. Se realizará una anotación horaria para cada interconexión en la
cuenta  del  operador  del  sistema,  a  efectos  de  su  liquidación  de  acuerdo  con  lo 
establecido en el PO 14.6.
9.1.1  Intercambio de energías de balance en sentido importador.
Si el intercambio transfronterizo de energías de balance del producto RR tiene 
sentido importador, se anotará un derecho de cobro en cada interconexión i que se 
calculará mediante la fórmula siguiente:
DCITBi = ∑ (EIITBi, x PMRR)
donde:
EIITBi = Energía de importación correspondiente a un intercambio transfronterizo de 
energía de balance del producto RR en la interconexión i.
PMRR = Precio marginal del producto RR.
9.1.2  Intercambio de energía de balance en sentido exportador.
Si el intercambio transfronterizo de energía de balance del producto RR es en 
sentido exportador se anotará una obligación de pago en cada interconexión i que se 
calculará con la fórmula siguiente:
OPITBi = ∑ (EEITBi x PMRR)
donde:
EEITBi = Energía de exportación correspondiente al intercambio transfronterizo de 
energía de balance del producto RR en la interconexión i.
PMRR = Precio marginal del producto RR.
9.2  Intercambios transfronterizos de energía resultantes de la compensación de 
desequilibrios entre sistemas eléctricos.
Los  intercambios  transfronterizos  de  energías  de  balance  entre  operadores  de 
sistemas eléctricos establecidos como resultado de la aplicación del proceso IN, serán 
valorados al precio indicado en los apartados siguientes.
Se realizará una anotación horaria en la cuenta del operador del sistema a efectos de 
su liquidación de acuerdo con lo establecido en el PO14.6.
9.2.1  Intercambio de energía de balance en sentido importador.
Si el intercambio transfronterizo de energía tiene sentido importador, se anotará un 
derecho de cobro que se calculará mediante la fórmula siguiente:
DCIINi = ∑ (EIINi x PIN)
i
EIINi,b = Energía de importación correspondiente a un intercambio transfronterizo de 
energía de compensación de desvíos IN en la interconexión i.
PIN = Precio medio ponderado a aplicar del producto IN, establecido en el apartado 5 
del Anexo V del procedimiento de operación 7.2.
9.2.2  Intercambio de energía de balance en sentido exportador.
Si el intercambio transfronterizo de energía tiene sentido exportador, se anotará una  o
obligación de pago que se calculará mediante la fórmula siguiente: 71www.
EOEPIENIiN,bi  ==  ∑Ei n(EerEgIíNai  dx eP IeNx)portación correspondiente a un intercambio transfronterizo
de energía de compensación de desvíos IN en la interconexión i.
PIN = Precio medio ponderado a aplicar del producto IN, establecido en el apartado 5 
del Anexo V del procedimiento de operación 7.2.
III. Liquidación de los desvíos
10.  Liquidación del desvío del BRP.
10.1  Derecho de cobro por el desvío a subir del BRP.
Si el desvío d calculado para el BRP es positivo, el precio a aplicar al desvío d será el 
precio del desvío a subir, PDESVS, calculado según lo establecido en el apartado 12.1. 
El derecho de cobro se calculará con la fórmula siguiente:
DCDESV  = DESV  x PDESVS
brp brp
10.2  Obligación de pago por el desvío a bajar del BRP.
Si el desvío d calculado para el BRP es negativo, el precio a aplicar al desvío d será 
el  precio  del  desvío  a  bajar,  PDESVB,  calculado  según  lo  establecido  en  el 
apartado 12.2. La obligación de pago se calculará con la fórmula siguiente:
OPDESV  = DESV  x PDESVB
brp brp
10.3  Desvío cero del BRP.
Si el desvío d calculado para el BRP es cero, el importe económico será cero.
10.4  Liquidación opcional de los desvíos por unidades de programación y zonas de 
regulación de cada BRP.
Opcionalmente,  y  previa  solicitud  del  BRP  al  operador  del  sistema,  se  podrán 
calcular los derechos de cobro y obligaciones de pago por el desvío de cada una de las 
unidades de programación y zonas de regulación del BRP conforme a lo establecido en 
el Anexo II
11.  Cálculo del desvío de cada BRP.
Cada BRP tendrá dos posiciones finales para la determinación de la energía del 
desvío: generación y consumo.
El desvío de cada BRP por la posición de generación es la diferencia entre la medida 
asignada a la posición final de generación del BRP y la suma de la posición final de 
generación del BRP y del ajuste del desvío de generación.
El desvío de cada BRP por la posición de consumo es la diferencia entre la medida 
asignada a la posición final de consumo del BRP y la suma de la posición final de 
consumo del BRP y del ajuste del desvío de consumo.
El desvío DESV  se calcula, de forma separada para la posición de generación y 
brp
para la posición de consumo, según la fórmula siguiente:
DESV = MEDBC  – (POSFIN  + AJUDSV )
brp  brp brp brp
donde:
MEDBCbrp = Medidas en barras de central del BRP boe.
POSFIN  = Posición final del BRP w.
brp 71ww
AJUDSVbrp = Ajuste del desvío del BRP
11.1  Medida en barras de central de cada posición de generación y consumo de un 
BRP.
La medida MEDBC  en barras de central de cada posición de un BRP es la suma 
brp
de las medidas horarias en barras de central de cada unidad de programación de 
generación o de consumo del BRP.
La medida de cada unidad de programación y la elevación a barras de central de las 
medidas en punto frontera se determinará según los criterios y fórmulas del Anexo III.
11.2  Posición final de un BRP.
Cada BRP tendrá dos posiciones finales para la determinación de la energía del 
desvío: generación y consumo.
La posición final POSFIN  de un BRP es la suma de la energía programada de 
brp
cada una de las unidades de programación que forman parte de la posición final de 
generación o de consumo del BRP, en el Programa Horario Final definido en el PO 3.1. 
Los cambios de programas entre BRP (IT) modifican la posición final del BRP conforme a 
lo establecido en dicho PO.3.1.
POSFIN = ∑  PHFC(u,brp) + ∑  IT(u,brp)
brp  u u
11.3  Ajuste del desvío de un BRP.
El ajuste del desvío AJUDSV  es la suma de las energías de balance (EB) de las 
brp
unidades  de  programación  y  zonas  de  regulación  asignadas  a  la  posición  final  de 
generación o consumo de cada BRP y de la suma de la energía asignada por el 
operador del sistema a las unidades de programación del BRP por restricciones técnicas 
en tiempo real (ERTR) asignadas a la posición final de generación o consumo de cada 
BRP. La energía reducida a unidades de programación de consumidores por órdenes de 
interrumpibilidad (ERSINT) será también considerada en el cálculo del ajuste del desvío.
AJUDSV = ∑  EB(u,brp) + ∑  EB(z,brp) + ∑  ERTR(u,brp) + ∑  ERSINT(u,brp)
brp  u z u u
12.  Precios de los desvíos.
El precio del desvío será un precio dual. A efectos de determinar el precio del desvío 
se calculará el saldo neto horario SNSB de las energías a subir y a bajar asignadas 
descontando la energía de balance activada para necesidades de balance de otros TSO:
Por la activación de ofertas a BSP internos de energía de balance RR.
Por regulación terciaria.
Por regulación secundaria.
Por intercambios transfronterizos por energía RR.
Por intercambios transfronterizos del proceso de compensación de desequilibrios 
(IN).
SNSB = ∑ (∑ ERRSu + ∑ ERRBu) + (∑ ERRSCFu + ∑ ERRBCFu) + ∑ (ETERSu
u,  q q q q u
+ETERBu) +∑  (ESECSz+ESECBz) + ∑ (EIITBi + EEITBi) + ∑(EIINi + EEINi)
z i  i
12.1  Precio de desvíos a subir.
Se definen como desvíos a subir los desvíos en sentido de mayor generación y los  oe.
desvíos  en  sentido  de  menor  consumo.  El  precio  del  desvío  a  subir  de  un  BRP,  w.
PDE(aS)V SSbrip ,e sl es acladloc unlaertáo  choonr aloriso  sdigeu liaesn teesn ecrrgitíearsio ds.e balance, SNSB, es a subir, cero o  2021-9171n https://ww
dniualroio, .el precio de los desvíos a subir para el BRP será el precio marginal del mercado  BOE-A-cable e
Si SNSB > = 0, PDESVS = PMD
brp
(b)  Si el saldo neto horario de las energías de balance, SNSB, es negativo, el 
precio horario de los desvíos a subir se calculará con la fórmula siguiente:
Si SNSB < 0, PDESVS  = mínimo (PMD, PMPRTSB)
brp
Siendo PMPRTSB el precio medio ponderado de las energías de balance a bajar 
asignadas a los BSP del sistema eléctrico peninsular y de energía activada de otros 
TSOs, descontando la energía de balance activada para necesidades de balance de 
otros TSO, redondeado a dos decimales. El importe correspondiente a la activación de 
ofertas del producto RR es el que resulta de valorar toda la energía neta a bajar al precio 
marginal del producto RR, independientemente de que la oferta se hubiera activado por 
razones de control de flujo en la interconexión.
Si no existe valor para PMPRTSB, el precio de los desvíos a subir será el precio 
marginal del mercado diario.
12.2  Precio de desvíos a bajar.
Se definen como desvíos a bajar los desvíos en sentido de menor generación y los 
desvíos en sentido de mayor consumo. El precio del desvío a bajar de un BRP se 
calculará con los siguientes criterios.
(a)  Si el saldo neto horario de las energías de balance, SNSB, es negativo, cero o 
nulo, el precio de los desvíos a bajar será el precio marginal del mercado diario.
Si SNSB < = 0, PDESVB = PMD
brp
(b)  Si el saldo neto horario de las energías de balance, SNSB, es positivo, el precio 
horario de los desvíos a bajar se calculará con la fórmula siguiente:
Si SNSB > 0, PDESVB  = máximo (PMD, PMPRTSS)
brp
Siendo PMPRTSS el precio medio ponderado de las energías a subir asignadas a los 
BSP del sistema eléctrico peninsular y de energía activada de otros TSOs, descontando 
la energía de balance activada para necesidades de balance de otros TSO, redondeado 
a dos decimales. El importe correspondiente a la activación de ofertas del producto RR 
es el que resulta de valorar toda la energía neta a subir al precio marginal del producto 
RR, independientemente de que la oferta se hubiera activado por razones de control de 
flujo en la interconexión. El importe y la energía del coste variable del articulo 13.3 b) de 
la Orden IET 2013/2013 se incluirá el precio PMPRTSS.
Si no existe valor para PMPRTSS, el precio de los desvíos a bajar será el precio 
marginal del mercado diario.
13.  Liquidación de desvíos no asignados a un BRP.
13.1  Desvíos internacionales con Marruecos y Andorra.
Los desvíos internacionales entre sistemas se calculan como diferencia entre la 
medida en los puntos frontera con los sistemas eléctricos de Marruecos y Andorra y el 
programa acordado entre los operadores de los respectivos sistemas. Se valorarán al 
precio del desvío establecido en el apartado 12 que sea aplicable realizándose una  e.
anotación en una cuenta de compensación horaria para su liquidación de acuerdo con lo  w.b
establecido en el PO 14.6. 71ww
MarErune ccoasd ay  hdoer Aa nsdeo srruam: arán los desvíos internacionales con los sistemas eléctricos de
DIR = ∑frint DIRfrint
donde:
DIR = Desvío internacional en la frontera frint.
frint 
Si la suma de estos desvíos internacionales es positiva se anotará en la cuenta de 
compensación un derecho de cobro que se calculará con la fórmula siguiente:
DCDIR = DIR × PDESVS
Si la suma de estos desvíos internacionales es negativa, se anotará en la cuenta de 
compensación una obligación de pago que se calculará con la fórmula siguiente:
OPDIR = DIR × PDESVB
13.2  Asignación  del  saldo  de  la  cuenta  de  compensación  por  desvíos 
internacionales con Marruecos y Andorra.
El saldo horario de esta cuenta de compensación (SALDODIR) se integrará en el 
coste horario de los servicios de ajuste y se repartirá a las unidades de adquisición 
conforme a lo establecido en el apartado 26 de este procedimiento.
13.3  Desvíos en las interconexiones con los sistemas eléctricos de Francia y de 
Portugal.
Desde la fecha de inicio de aplicación de las normas CCFR y CCU, los desvíos 
internacionales entre sistemas de la zona síncrona continental europea tendrán una 
compensación financiera.
Hasta dicha fecha, los desvíos en las interconexiones a los que aplican dichas 
normas se liquidarán con los mismos criterios recogidos en el apartado 13.1 y 13.2 para 
la  liquidación  de  los  desvíos  en  las  interconexiones  con  los  sistemas  eléctricos 
Marruecos y Andorra.
Tras la aplicación de las normas CCFR y CCU, la energía de los desvíos en estas 
interconexiones  será  la  suma  de  los  desvíos  intencionados  y  de  los  desvíos  no 
intencionados  y  se  valorarán  al  precio  establecido  en  las  normas  CCFR  y  CCU, 
respectivamente. El importe (IMPDSVMIE) derivado de la valoración de los desvíos 
intencionados y no intencionados se anotará en la cuenta del operador del sistema para 
su liquidación con el resto de TSOs, de acuerdo con lo establecido en el PO 14.6.
IMPDSVMIE = IMPINTEN+ IMPNOINTEN
donde:
IMPINTEN = DesvΔf x PCCFR + DesvPrp x PDesvPrp
El desvío intencionado es la suma de los desvíos por contención de la frecuencia, 
DesvΔf, y por la programación de rampa de variación de programas internacionales, 
DesvPrp
PDesvPrp: El precio de los desvíos intencionados que resultan por la programación 
de rampas ha sido valorado a cero EUR/MWh en las normas CCFR, por lo que no se 
generan derechos de cobro ni obligaciones de pago.
PCCFR:  El  precio  de  los  desvíos  intencionados  que  resultan  del  proceso  de 
contención de la frecuencia es la suma de una componente de referencia de precios y  es
una componente dependiente del desvío de frecuencia del área síncrona continental  bo
europea. Este precio se calcula conforme a lo establecido en las normas CCFR. 71ww
IMPNOINTEN = DesvNoInt x PCCU
desvEílo  dinetsevnícoi onnoa dinotencionado es la diferencia entre la medida y el programa más el
PCCU: El precio de los desvíos no intencionados es la suma de una componente de 
referencia de precios y una componente dependiente del desvío de frecuencia del área 
síncrona continental europea. Este precio coincide con el precio PCCFR.
Los  Centros  de  Coordinación  del  área  síncrona  continental  europea  son  los 
encargados de calcular y publicar a los operadores de los sistemas eléctricos los desvíos 
y los precios anteriormente indicados para su liquidación de acuerdo con lo dispuesto en 
este apartado.
13.4  Acciones coordinadas de balance con otros sistemas.
La energía de las acciones coordinadas de balance con otros sistemas se valorará 
desde el sistema español al precio de desvíos establecido en el apartado 12 que sea 
aplicable al sentido correspondiente a la acción de balance. Se realizará una anotación 
horaria para cada interconexión en la cuenta del operador del sistema para su liquidación 
de acuerdo con lo establecido en el PO 14.6.
Si la acción de balance es en sentido importador (ABI) se anotará un derecho de 
cobro que se calculará con la fórmula siguiente:
DCAB = ABI × PDESVS
Si la acción de balance es en sentido exportador (ABE) se anotará una obligación de 
pago que se calculará con la fórmula siguiente:
OPAB = ABE × PDESVB
13.5  Desvío por descuadre en los programas en las interconexiones.
La diferencia de energía entre los programas comunicados por el operador del 
mercado que afecta a los intercambios con otros sistemas y el programa recibido desde 
la Plataforma de Contratación Continua Europea como resultado de las transacciones 
realizadas en el mismo se valorará al precio del desvío establecido en el apartado 12 
que sea aplicable al sentido correspondiente de la diferencia.
Se anotará un derecho de cobro o una obligación de pago según el sentido del 
descuadre calculado según la fórmula siguiente:
DCDESC = ENEDESCI x PDESVS, si el descuadre es en sentido importador.
OPDESC = ENEDESCE x PDESVB, si el descuadre es en sentido exportador.
donde:
ENEDESCI = Diferencia de energía entre el programa importador comunicado por 
OMIE al OS, que tomará valor cero en caso de ausencia de programa, y el programa 
importador  enviado  al  OS  desde  la  plataforma  de  gestión  del  mercado  intradiario 
continuo como resultado de las transacciones realizadas en el mismo.
ENEDESCE = Diferencia de energía entre el programa exportador comunicado por 
OMIE al OS, que tomará valor cero en caso de ausencia de programa y el programa 
exportador  enviado  al  OS  desde  la  plataforma  de  gestión  del  mercado  intradiario 
continuo como resultado de las transacciones realizadas en el mismo.
El saldo horario que resulte en la interconexión con Francia se financiará con cargo a 
las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español, conforme a lo 
establecido  en  la  Circular  3/2019  de  la  Comisión  Nacional  de  los  Mercados  y  la  e.
Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento  w.
del mercado mayorista de electricidad y de la gestión de la operación del sistema. Se  71ww
pProorctuegdaelr.á de igual forma con el saldo horario que resulte en la interconexión con
13.6  Desvío por incidencias en las plataformas de balance.
En caso de incidencia en el proceso de activación de energías de balance RR en el 
sistema eléctrico peninsular español, se garantizará la asignación del producto RR en las 
interconexiones internacionales.
Se  anotará  un  derecho  de  cobro  o  una  obligación  de  pago  según  el  sentido, 
valorando la energía al precio del desvío que corresponda. El saldo horario que resulte 
se financiará con cargo a las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico 
español.
IV. Saldo de liquidación de energías posteriores al PHF
14.  Excedente  o  déficit  de  la  liquidación  de  energías  posteriores  al  Programa 
Horario Final.
El saldo de la liquidación de energías posteriores al PHF (SALDOLIQ) es la suma de 
los derechos de cobro y obligaciones de pago de la liquidación horaria de todas las 
energías posteriores al Programa Horario Final, excluyendo el importe del sobrecoste de 
las restricciones en tiempo real y de los intercambios de apoyo.
Si la suma es positiva existirá un coste y si es negativa existirá un ingreso.
El saldo SALDOLIQ se integrará en el coste horario de los servicios de ajuste del 
sistema que se liquidará a la demanda según el apartado 26.
V. Liquidación de la reserva de balance
15.  Banda de regulación secundaria.
15.1  Banda de regulación secundaria.
La asignación de potencia para banda de regulación secundaria dará lugar a un 
derecho de cobro para cada unidad u con banda asignada que se calcula según la 
fórmula siguiente:
DCBAN  = BAN  × PMBAN
u u
donde:
BAN  = Banda de regulación secundaria asignada a la unidad u.
u
PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.
En los casos en que se asigne banda de regulación por mecanismo excepcional de 
resolución, el precio a aplicar será el resultado del producto de 1,15 por el precio 
marginal de la banda en el periodo horario correspondiente o, en su defecto, por el 
máximo precio de banda de la misma hora en los siete días anteriores.
15.2  Variación de la banda de regulación secundaria por el funcionamiento de la 
regulación secundaria en tiempo real.
15.2.1  Penalización a la zona de regulación por los ciclos en que permanezca en 
«off».
El coste de la penalización por los ciclos en que la zona z está en «off» dará lugar a  s
una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente: oe.
OPOFFz = OFFz × PMBAN × KI 71ww
siendo:
OFFz = - KAz × [RNTS + RNTB] × TOFFz / TRCP
donde:
PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.
KI = Coeficiente de incumplimiento. A la entrada en vigor de este procedimiento de 
operación, el valor será 1,5.
KA  = Coeficiente de participación de la zona de regulación z en la reserva del 
z
sistema.
RNTS = Reserva nominal total a subir del sistema.
RNTB = Reserva nominal total a bajar del sistema.
TOFF  = Ciclos en «off» de la zona de regulación z, con excepción de aquellos que 
z
lo estén por indicación del operador del sistema.
TRCP = Número de ciclos activos de la regulación secundaria en la hora.
15.2.2  Bonificación a la zona de regulación  por  reserva residual superior a la 
asignada.
La bonificación por reserva residual superior a la asignada dará lugar a un derecho 
de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
DCRRS  = RRS  × PMBAN × KB
z z
siendo:
RRS  = (RRSP  + RRBP ) / TRCP
z z z
donde:
PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.
KB  =  Coeficiente  de  bonificación  que  será  igual  que  el  coeficiente  KI  del 
apartado 15.2.1.
RRSP  = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a subir 
z
puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a subir asignada 
obtenido  para  los  ciclos  en  que  la  zona  de  regulación  está  en  activo,  inactivo  o 
emergencia.
RRBP  = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a bajar 
z
puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada 
obtenido  para  los  ciclos  en  que  la  zona  de  regulación  está  en  activo,  inactivo  o 
emergencia.
15.2.3  Penalización  a  la  zona  de  regulación  por  reserva  residual  inferior  a  la 
asignada.
El coste de la penalización por reserva residual inferior, que tiene valor negativo por 
serlo RRSNz y RRBNz, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la 
fórmula siguiente:
OPRRI  = RRI  × PMBAN × KI
z z
siendo:
RRI  = (RRSN  + RRBN ) / TRCP s
z z z e
donde: w.
PKMI B=A  NC o=e Pficreiecniote m  daerg ininacl udme plali mbaienndtoa  dqeu ree gsuelaráci óing usaelc uqnudea rieal.  coeficiente  KI  del
aparRtaRdSoN 1z5 =.2 .V1a.lor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a subir  BOE-A-cable e
puesta por la zona de regulación z y su banda potencia nominal a subir asignada
obtenido  para  los  ciclos  en  que  la  zona  de  regulación  está  en  activo,  inactivo  o 
emergencia.
RRBN  = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a bajar 
z
puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada 
obtenido  para  los  ciclos  en  que  la  zona  de  regulación  está  en  activo,  inactivo  o 
emergencia.
15.3  Coste de la banda de regulación secundaria.
El coste de la banda de regulación secundaria será la suma de los derechos de 
cobro y obligaciones de pago de los apartados 15.1 y 15.2.
El coste de la banda de regulación secundaria (CFBAN) se integrará en el coste 
horario de los servicios de ajuste del sistema que se liquidará a la demanda según el 
apartado 26.
VI. Liquidación de la solución de restricciones técnicas
16.  Solución de restricciones técnicas.
El proceso de solución de restricciones técnicas incluye la energía programada a 
subir  o  bajar  para  resolver  las  restricciones  técnicas  al  programa  diario  base  de 
funcionamiento (PDBF), fase 1, de la energía programada para equilibrar el programa 
generación demanda tras la solución de restricciones técnicas al PDBF, fase 2, y de la 
energía programada a subir o a bajar para resolver las restricciones técnicas en tiempo 
real.
17.  Energía programada en el proceso de restricciones técnicas del Programa 
Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
17.1  Restricciones técnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de venta con 
oferta simple.
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF 
con utilización de la oferta simple, por no ser aplicable la oferta compleja, dará lugar a un 
derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula 
según la fórmula siguiente:
DCERPVPVOS  = ERPVPVOS  × POPVPVOS  + NACCC  × PACH
u,b u,b u,b u u
donde:
ERPVPVOS  = Energía a subir del bloque b de oferta simple de la unidad u 
u,b
asignada en fase 1.
POPVPVOS  = Precio ofertado correspondiente a oferta simple para el bloque b de 
u,b
la unidad u.
NACCC  = Número de arranques de turbinas de gas por cambios requeridos en el 
u
modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje.
PACH  = Precio horario del arranque en caliente en la oferta compleja. Se calcula 
u
como el precio del arranque en caliente en la oferta compleja correspondiente a las 
horas que han requerido el arranque adicional de la turbina de gas. s
17.2  Restricciones técnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de venta con  w.b
oferta compleja. 71ww
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del
Pu DqBueF  sceo nc aulctiulizlaa csieógnú dne l ala f óorfmerutala c soimgupielenjate d:ará lugar a un derecho de cobro de la unidad
DCERPVPVOC  = ERPVPVOC  × POPVPVDIA + DCACCOC
u u u u
donde:
ERPVPVOC  = Energía a subir de la unidad u, en aplicación de la oferta compleja.
u
POPVPVDIA   =  Precio  aplicable  para  todas  las  horas  del  día  resultante  de  la 
u
aplicación de la oferta compleja y obtenido del siguiente modo:
POPVPVDIA = mín (IMPPVP  IMPPHFC ) / ∑h ERPVPVOC
u  u, u u,h
DCACCCu = Derecho de cobro por arranques de turbinas de gas por cambios 
requeridos en el modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje, donde:
DCACCC  = NACCC  × PACH
u u u
Siendo IMPPVP  e IMPPHFC  los ingresos diarios de la unidad u que resultarían de 
u u
la aplicación de la oferta compleja al programa por restricciones en el Programa Diario 
Viable  Provisional  (PDVP)  y  al  Programa  Horario  Final  definitivo  (PHFC) 
respectivamente, según lo establecido a continuación:
IMPPVP  = NAF  × PAF  + NAC  × PAC  + NHES  × PHC  + ERPVP  × 
u u,pvp u u,pvp u u,pvp u u
PEC
u
donde:
NAF  = Número de arranques diarios en frío programados en PDVP.
u,pvp
PAF  = Precio del arranque en frío en la oferta compleja.
u
NAC  = Número de arranques diarios en caliente programados en PDVP
u,pvp
PAC  = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.
u
NHES  = Número de horas diarias con energía a subir para la resolución de 
u,pvp
restricciones técnicas del PDBF con utilización de la oferta compleja
PHC  = Precio por hora en la oferta compleja.
u
ERPVP  = Energía diaria a subir para la resolución de restricciones técnicas del 
u
PDBF con utilización de la oferta compleja.
PEC  = Precio por energía en la oferta compleja.
u
Se considera que existe un arranque programado en PDVP en la hora h cuando en 
dicha hora no hay energía asignada por PDBF, hay energía asignada por restricciones 
técnicas a subir en fase 1 y en la hora anterior no hay energía asignada ni en PBF ni por 
restricciones técnicas en fase 1 a subir. Si el bloque de horas anteriores y contiguas a la 
hora h con programa cero de PDBF más fase 1 a subir es igual o menor que cuatro, el 
arranque programado será en caliente. En caso contrario será en frío.
IMPPHFC  = NAF  × PAF  + NAC  × PAC + NHR  × PHC  + PHFC
u u,phfc u u,phfc u  u,phfc u u,phfc 
× PEC  - IMDCBMI
u
donde:
NAF = Número de arranques diarios en frío programados en PHFC
u,phfc 
PAF  = Precio del arranque en frío en la oferta compleja
u
NACu,phfc = Número de arranques diarios en caliente programados en PHFC e.es
PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja w.bo
NHRu,phfc = Número de horas diarias con PHFC mayor que cero 71ww
PPHHCFuu, p=h fcP =re Ecinoe prgoíra h doiraar iean d leal  oPfHerFtaC  ceonm epl ledjíaa
PECu = Precio por energía en la oferta compleja
IMDCBMI  = Suma de ingresos diarios en las tres primeras horas en el mercado 
u
diario y contratos bilaterales, calculados por valoración a precio marginal del mercado 
diario de la energía del PDBF, y del saldo diario del mercado intradiario, de la fase 2 de 
restricciones del PDBF.
La  energía  del  mercado  intradiario  continuo  se  valorará  al  precio  marginal  del 
mercado diario. Si IMDCBMI < 0, entonces IMDCBMI = 0
Si IMPPHFC  < 0, entonces IMPPHFC  = 0
u u
Se considera que existe un arranque programado en PHFC en la hora h cuando en 
dicha hora no hay energía asignada por PDBF, hay energía asignada por restricciones 
técnicas en fase 1 a subir y en alguna hora anterior no hay energía asignada en PHFC. 
Si el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PHFC es 
igual o menor que cuatro el arranque programado será en caliente. En caso contrario 
será en frío.
17.3  Restricciones técnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de venta sin 
oferta o insuficiencia de la oferta existente.
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del 
PDBF por mecanismo excepcional de resolución dará lugar a un derecho de cobro de la 
unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:
DCERPVPVMER  = ERPVPVMER  × 1,15 × PMD si PMD>=0
u u
DCERPVPVMER  = ERPVPVMER  × 1,15 × PMED si PMD<0
u u
donde:
ERPVPVMER  = Energía redespachada a subir por restricciones técnicas del PDBF 
u
por mecanismo excepcional de resolución de la unidad de venta u.
PMED = Valor medio aritmético del precio marginal horario resultante del mercado 
diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
17.4  Restricciones técnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de adquisición 
de consumo de bombeo y de exportación.
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del 
PDBF a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación dará lugar a 
un derecho de cobro de la unidad u, que se calcula según la fórmula siguiente:
DCERPVPC  = ERPVPC  × PMD
u u
donde:
ERPVPC   =  Energía  a  subir  redespachada  para  la  resolución  de  restricciones 
u
técnicas del PDBF de la unidad de compra u.
17.5  Restricciones técnicas del PBF a bajar en fase 1 a unidades de venta.
La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del 
PDBF a unidades de venta dará lugar a una obligación de pago para la unidad u, que se 
calcula según la fórmula siguiente:
OPERPVPVu = ERPVPVBu × PMD boe.
donde: 71ww
ERPVPVBu = Energía a bajar redespachada para la resolución de restricciones
técnicas del PDBF de la unidad de venta u.
17.6  Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones a subir de fase 1.
Se revisarán los arranques programados comprobando que han sido efectivamente 
realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o 
caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío, al ser revisado, 
puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas, 
pero no al revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los 
últimos 5 periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación. 
En el caso de ciclos combinados multieje, los arranques de turbinas de gas adicionales 
se revisarán comprobando que han sido efectivamente realizados según las medidas de 
cada turbina. En el caso de que no se disponga de medida individualizada, la medida de 
cada turbina se estimará en proporción a su potencia.
Si hay reducción en el número de arranques o variación del tipo de arranque se 
recalcularán los derechos de cobro calculados en los apartados 17.1 y 17.2 utilizando el 
número y tipo de arranques efectivamente realizados.
En el caso de que en todas las horas del día con energía programada a subir en 
fase 1, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la programada por 
seguridad en el PDVP, se mantendrán los derechos de cobro calculados y revisados 
según el párrafo anterior.
En el caso de que la medida de una hora sea inferior a la programada por seguridad 
en el PDVP se anotará una obligación de pago o un derecho de cobro calculados según 
la fórmula siguiente:
OPEINCPVP  = EINCPVP  × (PMEDPVPS  - PMD) si PMEDPVPS > PMD
u u u u
DCEINCPVP  = EINCPVP × (PMEDPVPS  - PMD) si PMD > PMEDPVPS
u u  u u
donde:
EINCPVP  = Energía incumplida a subir en fase 1 de la unidad u descontando el 
u
incumplimiento motivado por energía a bajar por restricciones en tiempo real.
PMEDPVPS = Precio medio ponderado de toda la energía programada a subir para 
u 
la resolución de restricciones técnicas del PDBF en la fase 1 de la unidad u.
La energía incumplida se calcula según la fórmula siguiente:
EINCPVP  = máx [ - ERPVP  mín (0, MEDRTR - PVP) ]
u u,
donde:
MEDRTR = MBC si RTR ≥ 0 o si PVP ≤ PHFC + TG
MEDRTR = máx (PDBF, MBC) + mín [ PVP - (PHFC+TG), - RTR], si RTR<0 y PVP≥ 
PHFC + TG
MEDRTR = Medida empleada para el cálculo del incumplimiento de energía a subir 
de fase 1, en la que se descuenta el incumplimiento motivado por energía a bajar por 
restricciones en tiempo real.
MBC = Medida en barras central, según se establece en el Anexo III.
TG = Suma de energía de regulación terciaria, energía de balance RR y restricciones 
en tiempo real.
RTR = Suma de energía de restricciones en tiempo real.
17.7  Energía retirada por congestión en frontera internacional. oe.
La energía retirada del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) a las  71ww
uennitdreagdae sf ídseic av epnotar  oc oandgqeusistiiócnió ne nd ef rtoranntesraac ciniotneernsa acsiooncaial dnaos  ad aurná nc olungtraart oa b illiaqtueirdaal ccióonn 
económica alguna.
17.8  Energía programada a subir en fase 2 de restricciones técnicas con oferta 
simple presentada.
La asignación de energía a subir para resolver un déficit de generación y obtener así 
un programa equilibrado generación-demanda dará lugar a un derecho de cobro de la 
unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula 
siguiente:
DCERECOOSS  = ERECOOSS  × POECOS
u,b u,b u,b
donde:
ERECOOSS  = Energía del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en 
u,b
fase 2.
POECOS  = Precio de la oferta simple de energía a subir del bloque b de la unidad 
u,b
u, para el proceso de resolución de restricciones técnicas.
17.9  Energía  programada  a  subir  a  unidades  de  adquisición  en  fase  2  de 
restricciones técnicas sin oferta simple presentada.
La energía asignada a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un 
programa equilibrado generación-demanda a unidades de adquisición que no hayan 
presentado la correspondiente oferta de energía a subir para el proceso de resolución de 
restricciones técnicas, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula 
siguiente:
DCERECOS  = ERECOS  × 0,85 × PMD si PMD>=0
u u
OPERECOS  = ERECOS  × 1,15 × PMD si PMD<0
u u
donde:
ERECOS  = Energía a subir a la unidad u en fase 2, sin oferta disponible.
u
17.10  Energía programada a subir a unidades de venta en fase 2 de restricciones 
técnicas sin oferta simple presentada.
La energía asignada a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un 
programa  equilibrado  generación-demanda  a  unidades  de  venta  que  no  hayan 
presentado la correspondiente oferta simple de energía a subir para el proceso de 
resolución de restricciones técnicas, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula 
según la fórmula siguiente:
DCERECOSOS  = ERECOSOS  × 0,85 × PMD si PMD >=0
u u
OPERECOSOS  = ERECOSOS  × 1,15 × PMD si PMD < 0
u u
donde:
ERECOSOS  = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta presentada.
u
17.11  Energía programada a subir a unidades de adquisición o de venta en fase 2 
de restricciones técnicas por mecanismo excepcional de resolución.
Cuando se realicen asignaciones a subir por mecanismo excepcional de resolución,  bo
dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente: 71ww
DDCCEERREECCOOMMEERRSSuu  ==  EERREECCOOMMEERRSSuu  ××  11,,1155  ××  PPMMDED s is Pi MPMDD>=<00 OE-A-2021-91able en https://
donde:
ERECOMERS  = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta disponible.
u
PMED = Valor medio aritmético del precio marginal horario resultante del mercado 
diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
17.12  Energía programada a bajar en fase 2 de restricciones técnicas con oferta 
simple presentada.
La asignación de energía a bajar para resolver un exceso de generación y obtener 
así un programa equilibrado generación-demanda dará lugar a una obligación de pago 
de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula 
siguiente:
OPERECOOSB  = ERECOOSB  × POECOB
u,b u,b u,b
donde:
ERECOOSB   = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple de la unidad u 
u,b
asignada en fase 2.
POECOB   = Precio de la oferta de energía a bajar del bloque b de la unidad u, 
u,b
para el proceso de resolución de restricciones técnicas.
17.13  Energía programada a bajar en fase 2 a unidades de venta sin oferta simple 
presentada.
La energía asignada a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un 
programa  equilibrado  generación-demanda  a  unidades  de  venta  que  no  hayan 
presentado la correspondiente oferta de energía a bajar para el proceso de resolución de 
restricciones técnicas dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la 
fórmula siguiente:
OPERECOSOB  = ERECOSOB  × 1,15 × PMD si PMD>=0
u u
DCERECOSOB  = ERECOSOB × 0,85 × PMD si PMD<0
u u 
donde:
ERECOSOB   =  Energía  a  bajar  en  fase  2  a  la  unidad  de  venta  u,  sin  oferta 
u
presentada.
17.14  Energía programada a bajar en fase 2 a unidades de venta y adquisición por 
mecanismo excepcional de resolución.
Cuando se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolución, dará 
lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:
OPERECOMERB  = ERECOMERB  × 0,85 × PMD si PMD>=0
u u
DCERECOMERB  = ERECOMERB  × 1,15 × PMD si PMD<0
u u
donde:
ERECOMERB  = Energía asignada a bajar a la unidad u, sin oferta disponible.
u s
17.15  Coste de las restricciones técnicas del PDBF. b
tsoudmoEEasll    elccosoos ss pdttoeees  rdSieteiCcv halPao Vess xP rides esstie trrcá ioci nucbtnieroo gnc ryoea ssrot áebt é,lei cgsnnai  ieeccilaso  csnno edessegt ela d PtehivD oapBr aauFgrni oo( iS  ndaCgegrP releoVsgsoPa .)ad psoea d rcteaa dllcooussl  as1 e7cro.v1mi caoio  1sla7  d.s1eu4 ma. jSau sid tleae    OE-A-2021-91able en https://
del sistema que se liquidará a la demanda según el apartado 26.
18.  Restricciones técnicas en tiempo real.
18.1  Restricciones técnicas en tiempo real a subir con oferta simple presentada 
para el proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF.
La asignación de energía a subir por seguridad en tiempo real empleando la oferta 
presentada para el proceso de solución de restricciones dará lugar a un derecho de 
cobro para la unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
El derecho de cobro de la unidad u por cada bloque de energía b asignado se calcula 
según la fórmula siguiente:
DCERTROS  = ERTROSS  × POSS + NACCC  × PACH
u,b u,b u,b u u
donde:
ERTROSS  = Energía a subir del bloque b de la oferta simple de la unidad u por 
u,b
solución de restricciones en tiempo real.
POSS  = Precio de la oferta simple a subir para el bloque de energía b.
u,b
18.2  Restricciones técnicas en tiempo real a subir con oferta compleja presentada 
para el proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF.
Los derechos de cobro o, en su caso, obligaciones de pago por la energía limitada 
por restricciones en tiempo real a unidades que hayan presentado oferta compleja y ésta 
sea de aplicación, se calculan según las fórmulas siguientes:
DCRTROC  = DCERTROC + DCACCOCu
u u 
donde:
DCERTROC  = ERTROCS  x POCHORA
u u u
DCACCOC  = NACCC  × PACH
u u u
ERTROCS =  Energía  programada  a  subir  a  en  la  hora  a  la  unidad  u  por 
u 
restricciones en tiempo real con aplicación de oferta compleja.
POCHORA = Precio horario de la oferta compleja para la energía programada en la 
u 
hora h, calculado según las fórmulas siguientes.
POCHORA   =  (NAF   ×  PAF +  NAC   ×  PAC   +  HOCS  ×  PHC   +  PEC   × 
u u u  u u u u
ERTROCSD ) / ERTROCSD
u u
donde:
NAF  = Número de arranques diarios en frío.
u
PAF  = Precio del arranque en frío en la oferta compleja.
u
NAC  = Número de arranques diarios en caliente.
u
PAC  = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.
u
HOCS = Horas con energía programada a subir con oferta compleja a la unidad u por 
restricciones en tiempo real.
PHC  = Precio por hora en la oferta compleja.
u
PECu = Precio por energía en la oferta compleja. s
ERTROCSD = Energía programada a subir por restricciones en tiempo real en el día  oe.
con oferta compleja w.
18.3  Restricciones técnicas en tiempo real a subir sin oferta.
oferEtal  od eqrueec hhoa nd ea gcootbardoo p loar o lfae retan eerxgiísat eanstieg,n saed aca slcoublrae  suengidúand lae sf óqrumeu lnao s higaunie pnrtees:entado
DCERTRMER = ERTRMERS  × 1,15 × PMD si PMD>=0
u  u
DCERTRMER  = ERTRMERS × 1,15 × PMED si PMD<0
u u 
donde:
ERTRMERS   =  Energía  programada  a  subir  a  la  unidad  u  por  solución  de 
u
restricciones en tiempo real sin oferta aplicable.
PMED = Valor medio aritmético del precio marginal horario resultante del mercado 
diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
18.4  Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones en tiempo real a subir.
Se revisarán los arranques programados comprobando si han sido efectivamente 
realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o 
caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío al ser revisado 
puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas, 
pero no al revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los 
últimos 5 periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación.
En  el  caso  de  ciclos  combinados  multiejes,  los  arranques  de  turbinas  de  gas 
adicionales se revisarán comprobando si han sido efectivamente realizados según las 
medidas de cada turbina. En el caso de que no se disponga de medida individualizada, 
la medida de cada turbina se estimará en proporción a su potencia.
Si hay reducción en el número de arranques o variación del tipo de arranque se 
recalcularán los derechos de cobro calculados en los apartados 18.1 y 18.2 utilizando el 
número y tipo de arranques efectivamente realizados.
En  el  caso  de  que,  en  todas  las  horas  con  energía  programada  a  subir  por 
restricciones en tiempo real, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la 
energía programada descontando la energía de balance RR y de regulación terciaria a 
bajar, se mantendrán los derechos de cobro calculados y revisados según el párrafo 
anterior.
En el caso de que la medida sea inferior a la energía programada a subir por 
restricciones en tiempo real, se determinará el valor de la energía incumplida y se 
anotará una obligación de pago calculada según la fórmula siguiente:
OPEINCLTR  = EINCRTRS  x (PORHORA  – PMD)
u u u
donde:
EINCRTRS  = Energía incumplida de restricciones en tiempo real a subir de la 
u
unidad u. Se tomará valor cero si en la hora existe energía de restricciones en tiempo 
real a bajar en la unidad u. Se calculará según la fórmula siguiente:
EINCRTRS   =  máx  -  (ERTROCS ,  mín  (0,  MBC   -  máx  (PHFC + TGB,  0 ) 
u u u u     
+ERTROCS)
donde:
MBC  = Medida en barras de central, según se establece en el Anexo III.
u
TGB = Suma de energía de balance RR y de regulación terciaria a bajar.
ERTROCS  = Energía programada a subir en la hora a la unidad u por restricciones 
u
en tiempo real. e
PORHORAu  =  Precio  horario  medio  de  la  energía  programada  a  subir  por  w.bo
restricciones en tiempo real. 71ww
proc1e8s.o5  deR seoslturiccicóino ndees r etésctrniciccaiosn eesn. tiempo real a bajar con oferta presentada para el  OE-A-2021-91able en https://
La asignación de energía a bajar por seguridad en tiempo real empleando la oferta 
presentada para el proceso de solución de restricciones, dará lugar a una obligación de 
pago para la unidad u por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la 
fórmula siguiente:
OPERTROS  = ERTROSB  × POSB
u,b u,b u,b
donde:
ERTROSB  = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple a bajar de la unidad u 
u,b
por solución de restricciones en tiempo real.
POSB  = Precio de la oferta simple a bajar para el bloque de energía b.
u,b
18.6  Restricciones técnicas en tiempo real a bajar sin oferta.
La obligación de pago por la energía asignada a bajar sobre unidades que no han 
presentado oferta o que han agotado la oferta existente se calcula según la fórmula 
siguiente:
OPERTRMER  = ERTRMERB  × 0,85 × PMD si PMD >=0
u u
DCERTRMER  = ERTRMERB  × 1,15 × PMD si PMD <0
u u
donde:
ERTRMERB   =  Energía  programada  a  bajar  a  la  unidad  u  por  solución  de 
u
restricciones en tiempo real, sin oferta aplicable.
18.7  Restricciones técnicas en tiempo real a bajar a unidades de adquisición de 
bombeo.
En el caso de unidades de adquisición de bombeo la asignación de energía a bajar 
por seguridad en tiempo real dará lugar a una obligación de pago adicional por las 
reservas de energía generadas en el vaso superior de dicha unidad de bombeo que se 
calcula según la fórmula siguiente:
OPERTRB  = 0,7 × (ERTROSB  + ERTRMERB ) × PMD si PMD >=0
ucb u,b u
18.8  Coste de las restricciones técnicas en tiempo real.
El coste de las restricciones técnicas en tiempo real se calculará como la diferencia 
entre  la  suma  de  los  derechos  de  cobro  y  de  las  obligaciones  de  pago  de  los 
apartados 18.1 a 18.7 y el importe de la energía asignada por restricciones técnicas en 
tiempo real valorada al precio marginal del mercado diario.
Si la suma es positiva existirá un coste, si es negativa un ingreso.
El coste (SCRTR) se integrará en el coste horario agregado de los servicios de ajuste 
del sistema que se liquidará a la demanda según el apartado 26.
19.  Intercambios de energía entre sistemas eléctricos por seguridad del sistema.
Los intercambios de energía entre sistemas eléctricos por seguridad, programados 
por restricciones técnicas del PDBF o por restricciones técnicas en tiempo real, darán 
lugar a las siguientes anotaciones según el sentido del intercambio: e.e
a)  Intercambio en sentido importador: 71www.
el opDeerraedcohro d deel  scisotbermo ae nv elac incuoe.nta del operador del sistema por el importe acordado con
La obligación de pago resultado de importe anterior se integrará en el coste horario 
agregado de los servicios de ajuste del sistema que se liquidará a la demanda según el 
apartado 26.
b)  Intercambio en sentido exportador:
Obligación de pago en la cuenta del operador del sistema igual a la suma de los 
derechos de cobro anotados a las unidades programadas para este intercambio de 
energía en restricciones técnicas del PDBF o de tiempo real, según lo establecido en los 
apartados 17 y 18.
VII. Liquidación de otros conceptos
20.  Intercambios de apoyo con precio establecido para el mismo.
Los  intercambios  de  apoyo  entre  sistemas  que  realice  el  operador  del  sistema 
mediante  compensación  económica  por  la  energía  suministrada  a  través  de  las 
interconexiones se anotarán para cada interconexión en la cuenta del operador del 
sistema como derecho de cobro, si es en sentido importador, y como obligación de pago, 
si es en sentido exportador.
El coste de los intercambios de apoyo (SCIA) se calculará como la diferencia entre 
los derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores y el importe de la energía del 
intercambio valorada al precio marginal del mercado diario.
Si la suma es positiva existirá un coste, si es negativa existirá un ingreso.
El coste por los intercambios de apoyo con precio establecido SCIA se integrará en 
el coste horario de los servicios de ajuste del sistema que se liquidará a la demanda 
según el apartado 26.
21.  Intercambios de apoyo sin precio.
Los intercambios de apoyo que realice el operador del sistema mediante devolución 
de  energía  se  valorarán  al  precio  marginal  del  mercado  diario  realizándose  una 
anotación  en  una  cuenta  de  compensación  horaria  a  efectos  de  su  liquidación  de 
acuerdo con lo establecido en el PO 14.6. La anotación será un derecho de cobro, si el 
intercambio  es  en  sentido  importador  y  una  obligación  de  pago,  si  es  en  sentido 
exportador.
El saldo horario de esta cuenta de compensación se integrará en el coste horario de 
los servicios de ajuste del sistema que se liquidará a la demanda según el apartado 26.
22.  Reducción del programa de consumo de energía por órdenes de reducción de 
potencia.
La reducción del consumo horario de energía programado en el mercado para cada 
unidad de adquisición debida a órdenes de reducción de potencia se liquidará al precio 
del  mercado  diario,  según  lo  establecido  en  el  artículo  13.3.b)  de  la  Orden 
IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de 
asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad.
En cada hora con reducción de consumo de energía de una unidad de adquisición, 
ua, debida a órdenes de reducción de potencia, se anotará un derecho de cobro a la 
unidad ua que se calcula según la fórmula siguiente:
DCSINT  = ERSINT  x PMD b
ua ua w.
dEoRnSdIeNT  = Energía elevada a barras de central de la reducción de consumo horario
debida a lasu aórdenes de reducción de potencia a consumidores integrados en la unidad
ua.
PMD = Precio marginal del mercado diario.
23.  Fallo de programación de las unidades de programación genéricas.
23.1  Incumplimiento de la obligación de saldo cero en PDBF
El saldo de las energías de todas las unidades de programación genéricas de cada 
participante en el mercado en el PDBF deber ser cero en cada periodo de programación. 
El operador del sistema informará a la CNMC de los incumplimientos de esta obligación.
23.2  Incumplimiento de la obligación de saldo cero en el PHFC.
El saldo de las energías de todas las unidades de programación genéricas de cada 
participante en el mercado en el PHFC deber ser cero en cada periodo de programación. 
El operador del sistema informará a la CNMC de los incumplimientos de esta obligación.
24.  Liquidación  de  las  unidades  de  programación  del  enlace  entre  el  sistema 
eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear.
24.1  Modificaciones del programa posteriores al mercado intradiario.
Las modificaciones en el programa de las unidades de programación del enlace 
posteriores al mercado intradiario se liquidarán al precio del mercado diario.
Las  anotaciones  anteriores  formarán  parte  del  saldo  resultante  del  conjunto  de 
derechos  de  cobro  y  obligaciones  de  pago  en  una  hora  que  determinan  el  saldo 
SALDOLIQ al que se hace referencia en el apartado 14.
24.2  Desvío del programa.
El desvío neto del programa de energía del enlace del sistema eléctrico peninsular 
con el sistema eléctrico balear se calculará como diferencia entre la energía medida en 
el  punto  frontera  del  enlace  con  el  sistema  peninsular  y  el  programa  horario  de 
liquidación neto de las unidades de programación del enlace y se liquidará al precio del 
desvío  establecido  en  el  apartado  12  según  su  sentido.  El  importe  se  repartirá 
proporcionalmente entre las unidades de programación del enlace según su programa.
Las  anotaciones  anteriores  formarán  parte  del  saldo  resultante  del  conjunto  de 
derechos  de  cobro  y  obligaciones  de  pago  en  una  hora  que  determinan  el  saldo 
SALDOLIQ al que se hace referencia en el apartado 14.
24.3  Efectos en la liquidación de Baleares.
Los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en los apartados 24.1 
y 24.2, así como la energía liquidada, se considerarán en la liquidación del despacho de 
Baleares, según se establece en el apartado 2 del anexo 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.
25.  Liquidación del control del factor de potencia.
Desde la fecha de entrada en vigor del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el 
que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de 
energía renovables, cogeneración y residuos, el servicio de ajuste de control del factor  es
de potencia, se liquidará según lo establecido en el anexo III de dicho real decreto. o
26.  Coste horario VagIIrIe. gaLdiqou didea cloiósn s deerv cicoiostse sd ea  alaju dsetem daenld saistema y del servicio de
interrumpibilidad.
26.1  Coste horario agregado de los servicios de ajuste del sistema (CSA).
Es la suma de los ingresos y costes siguientes:
(a)  Coste de las restricciones técnicas al PBF
(b)  Coste de la banda de regulación secundaria
(c)  Ingreso o coste del saldo de la liquidación de energías posteriores al PHF
(d)  Sobrecoste de las restricciones técnicas en tiempo real
(e)  Ingreso del control del factor de potencia,
(f)  Asignación del importe de los incumplimientos de asignación neta de energía de 
balance RR y terciaria.
(g)  Saldo horario de la cuenta de compensación indicada en el PO.14.6
(h)  Coste de los intercambios internacionales de apoyo con precio
(i)  Intercambios de energía en sentido importador entre sistemas eléctricos por 
seguridad del sistema.
26.2  Coste horario del servicio de interrumpibilidad (CSINT).
El coste fijo mensual de la liquidación del servicio establecido en al artículo 13.3.a) 
de la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo 
competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, se 
repartirá como coste horario en proporción a la demanda en barras de central en cada 
hora.
26.3  Liquidación del coste a la demanda.
Cada uno de los costes horarios anteriores se liquida a las unidades de adquisición 
en proporción a sus consumos horarios medidos elevados a barras de central (MBC ). 
ua
Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las 
unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las 
unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro 
fuera del sistema eléctrico español. El operador del sistema podrá realizar a cada unidad 
de adquisición una única anotación en cuenta en cada hora por la suma del coste horario 
agregado de los servicios de ajuste y del coste horario del servicio de interrumpibilidad 
repartiendo el coste a las unidades de programación de demanda en proporción a su 
consumo horario medido elevado a barras de central, MBC
ua.
El cambio en el sistema de anotaciones en cuenta deberá ser comunicado a los 
participantes  con  una  antelación  mínima  de  seis  meses  antes  de  la  fecha  de 
implantación. En ese caso, el operador del sistema publicará en cada hora el precio de 
cada uno de los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados indicados.
CDEM = CSA + CSINT
Si CDEM es positivo se liquidará una obligación de pago:
OPCSA  = -CDEM × MBC  / ∑  MBC
ua ua ua ua
Si CDEM es negativo se liquidará un derecho de cobro:
DCCSA  = -CDEM × MBC  / ∑  MBC
ua ua ua ua
Siendo MBCua la energía horaria medida en barras de central de la unidad de  boe.
programación ua calculada según el Anexo III. w.
26.4  Publicación del desglose horario del coste agregado.
desgElno seel  chaosraor idoe  ecno npsoorclideanctaiójen  ddeel  ivmaploorr tdee h CorDaErioMs ,q eul eo pceorraredsopro dnedle s ias tecamdaa  puunboli cdaer ál oesl 
conceptos del apartado 26.1 y al apartado 26.2.
ANEXO I
Liquidación opcional del incumplimiento de energías de balance por unidades de 
programación
1.  La energía incumplida a subir de cada unidad de programación u no integrada en 
la zona de regulación z del BSP s se calculará según la fórmula siguiente:
EINCLEBALS = Energía incumplida de asignación neta de energía de balance RR 
,u,s
y terciaria a subir de la unidad u del BSP s. Se tomará valor cero si en la hora unidad 
tiene asignado un saldo neto a bajar de energía por restricciones en tiempo real. Si en la 
hora unidad tiene saldo a subir de energía de restricciones en tiempo real se considerará 
que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de energía de balance RR y 
terciaria.
EINCLEBALS  = máx ( - STGS , mín (0, MBC  - EREFS ) )
u,s u,s u,s u,s 
donde:
STGS  = Saldo neto a subir de la energía de balance RR y terciaria, a subir y a 
 u,s
bajar, asignada a la unidad u del BSP s.
EREFS  = PHFC  + SRTRS  + STGS
u,s u,s u,s u,s
SRTRS  = Saldo a subir de energía de restricciones en tiempo real, a subir y a 
u,s
bajar, asignada a la unidad u del BSP s.
La obligación de pago de cada unidad de programación por su energía incumplida a 
subir se calculará según la fórmula de pago siguiente:
OPEINCLEBALS = OPEINCLEBALS  x EINCLEBALS  / Σ  EINCLEBALS
u  s u u u,s
2.  La energía incumplida a bajar de cada unidad de programación u no integrada en 
la zona de regulación z del BSP s se calculará según la fórmula siguiente:
EINCLEBALB = Energía incumplida de asignación neta de energía de balance RR 
u,s
y terciaria a bajar de la unidad u del BSP s. Se tomará valor cero si en la hora unidad 
tiene asignado un saldo neto a subir de energía por restricciones en tiempo real. Si en la 
hora  la  unidad  tiene  saldo  a  bajar  de  energía  de  restricciones  en  tiempo  real  se 
considerará que ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de energía de 
balance y terciaria.
EINCLEBALB  = - mín ( - STGB  , máx (0, MBC  - EREFB  ) )
u,s u,s u,s u,s
donde:
STGB  = Saldo neto a bajar de la energía energía de balance RR y terciaria, a subir 
u,s
y a bajar, asignada a la unidad u del BSP s.
EREFB  = PHFC  + SRTRB  + STGB
u,s u,s u,s u,s
SRTRB  = Saldo a bajar de energía de restricciones en tiempo real, a subir y a 
u,s
bajar, asignada a la unidad u del BSP s.
La obligación de pago de cada unidad de programación por su energía incumplida a 
bajar se calculará según la fórmula de pago siguiente:
OPEINCLEBALB = OPEINCLEBALB  x EINCLEBALB  / Σ  EINCLEBALB b
u  s u,s u u,s w.
ANEXO II
Liquidación opcional del desvío por unidades de programación no integradas en 
zona de regulación y por zona de regulación
1.  Desvío de la unidad de programación no integrada en zona de regulación, de 
cada  unidad  de  adquisición  de  demanda,  de  cada  unidad  de  programación  de 
importación o importación y de unidades genéricas, DSVup se calculará con la fórmula 
siguiente:
DSV = MEDBC  - (POSFIN  + AJUDSV )
up  up up up
MEDBC  = Medida en barras de central de la unidad up según lo establecido en el 
up
Anexo III. En su caso, se incluirá la medida, con valor positivo, de los excedentes de 
autoconsumidores asignados a la unidad de compra, u, conforme a lo dispuesto en el 
PO 14.8
POSFIN  = Posición final de la unidad up
up
AJUDSV = Ajuste del desvío de la unidad up
up 
2.  Desvío de la zona de regulación. El desvío DSV  de cada zona de regulación se 
z
calculará con la fórmula siguiente:
DSV = MEDBC  - (POSFIN  + AJUDSV )
z  z z z
MEDBC  = Suma de la medida en barras de central de las unidades de programación 
z
en la zona de regulación z, con su correspondiente porcentaje de participación
POSFIN  = Suma de la posición final de las unidades de programación en la zona de 
z
regulación, con su correspondiente porcentaje de participación
AJUDSV = Suma del ajuste del desvío de las unidades de programación en la zona 
up 
z y del ajuste del desvío por aportación de energía de regulación secundaria de la zona z
3.  Derecho de cobro por el desvío a subir de la unidad de programación o de la 
zona de regulación con saldo neto de energía de balance SNSB a subir, cero o nulo.
El derecho de cobro del desvío a subir se calculará con la fórmula siguiente:
DCDESV  = DSV  x PMD
up-z up-z
4.  Derecho de cobro por el desvío a subir de la unidad de programación o de la 
zona de regulación con desvío de BRP a subir y saldo neto de energía de balance SNSB 
a bajar.
El derecho de cobro del desvío a subir se calculará con las fórmulas siguientes:
DCDESV  = DSV  x PDSVS
up-z up-z brp,up-z
PDSVS  = PDSVS  + (PMD - PDSVS ) x abs(DSVBAJ /DSVSUB )
brp,up-z brp brp brp brp
PDSVS =Precio del desvío a subir del desvío del BRP
brp   
PDSVS = Precio del desvío a subir de las unidades y zonas del BRP
brp,up-z 
DSVSUB = Suma de los desvíos a subir de las unidades de programación y de la 
brp 
zona del BRP s
DSVBAJbrp = Suma de los desvíos a bajar de las unidades de programación y de la  boe.
zona del BRP 71www.
zona5 .d eO rebgliuglaacciióónn  dceo np daegsov píoo rd ee lB dRePsv aío b aa jabra yja sr adldeo l an eutnoi ddaed e dnee rpgríoag drea mbaalcaiónnce o S dNeS lBa 
a subir.
La obligación de pago del desvío a bajar se calculará con las fórmulas siguientes:
OPDESV  = DSV  x PDSVB
up-z up-z brp,up-z
PDSVB  = PDSVB  + (PMD - PDSVB ) x abs(DSVSUB /DSVBAJ )
brp,up-z brp brp brp brp
PDSVB  = Precio del desvío a bajar del desvío del BRP
brp
PDSVB  = Precio del desvío a bajar de las unidades y zonas del BRP
brp,up-z
6.  Obligación de pago por el desvío a bajar de la unidad de programación o de la 
zona de regulación con saldo neto de energía de balance SNSB a bajar, cero o nulo.
La obligación de pago del desvío a bajar con la fórmula siguiente:
OPDESV  = DSV  x PMD
up-z up-z
ANEXO III
Medida en barras de central de las unidades de programación
a.  La medida en barras de central de las unidades de programación de producción, 
de las unidades de programación de consumo de bombeo, de otros almacenamientos y 
de las unidades de programación de consumo de servicios auxiliares, será la suma de 
las medidas de los puntos frontera asignados a las instalaciones de producción que 
integran cada unidad de programación.
En el caso de ausencia de medidas de las unidades de programación de producción 
se considerará como valor de la medida el valor cero. En el caso de ausencia de 
medidas de las unidades de programación de consumo de bombeo se considerará como 
valor de la medida el valor del programa.
b.  Con cierre de medidas de demanda para el cálculo de pérdidas, la medida en 
barras de central, MBCua de las unidades de comercializadores y de las unidades de 
consumidores directos se calculará con la fórmula siguiente:
MBCua = ƩpaƩnt [MPFCua,pa,nt x (1+CPERREALpa,nt)]
donde:
MPFCua,pa,nt = Suma de las medidas de la energía consumida en la hora en los 
puntos frontera de consumidores de la unidad de programación del comercializador o 
consumidor directo ua con peaje de acceso pa y nivel de tensión nt. Este valor será 
negativo.
CPRREALpa,not = Coeficiente de liquidación horario para consumos con peaje de 
acceso pa en nivel de tensión nt.
En cada hora, el coeficiente de liquidación horario CPRREALpa,nt se calculará como:
CPRREALpa,nt = K x CPERNpa,nt
donde:
K = Coeficiente de ajuste horario. En cada hora, el coeficiente de ajuste horario K se 
calculará  como  el  correspondiente  al  último  cierre  de  medidas  disponible  según  la 
siguiente fórmula:
K = (PERTRA + PERDIS – PEREXP) / PERN
donde: es
PERTRA = Pérdidas horarias medidas en la red de transporte. w.
PPPEEERRREDNXI S=P  Ʃ= =u P aPéƩérpdrdaidiƩdanasts  (h MhoorParaFrirCaiasus am a,pesadig,indntaa xsd  aCesnP  aEto RtdoNadsap sala ,lnsat s)r. eudneidsa ddee sd idster ibeuxpcioórnta.ción. 2021-9171n https://ww
CPERNpa,nt = Coeficiente de pérdidas para puntos de suministro de consumidores
con peaje de acceso pa y nivel de tensión nt en el periodo tarifario al que corresponda la  Bc
hora.  Estos  coeficientes  de  pérdidas  serán  los  establecidos  en  la  normativa  que 
corresponda  para  traspasar  la  energía  suministrada  a  los  consumidores  a  energía 
suministrada en barras de central.
c. Sin cierre de medidas de demanda para el cálculo de pérdidas, la medida en 
barras  de  central  de  las  unidades  de  comercializadores  y  de  las  unidades  de 
consumidores directos, MBCua, se calculará con la fórmula siguiente:
MBCua = PHLua + SALDOENEua + MBCliqpot,ua
donde:
SALDOENEua = SALDOENE x PHLua / Ʃua PHLua
SALDOENE =MBCprod + MBCimex + MBCliqpot – PHLdemresto
donde:
MBCprod = Medida liquidada de todas las unidades de generación.
MBCimex  =  Medida  liquidada  en  barras  de  central  de  todas  las  unidades  de 
importación y exportación.
MBCliqpot = Medida liquidada en barras de central a unidades de adquisición para 
demanda con liquidación potestativa según el apartado 6.6 del PO 14.1.
PHLdemresto = Programa horario de liquidación de unidades de adquisición para 
demanda excluida la energía con liquidación potestativa.
PHLua = Programa horario de liquidación de la unidad de adquisición para demanda 
ua, excluida la cuota del programa correspondiente al consumo en barras de central de 
los clientes de tipo 1, 2 y 3 de la unidad ua a los que se ha aplicado la liquidación 
potestativa establecida en el PO 14.1.
SALDOENEua  =  Asignación  a  la  unidad  de  programación  de  adquisición  para 
demanda ua del saldo de energía liquidada de los programas y las medidas disponibles 
en barras de central SALDOENE.
MBCliqpot,ua = Medida liquidada en barras de central a la unidad de adquisición 
para demanda ua con liquidación potestativa según apartado 6.6 del PO 14.1.
d.  La medida en barras de central de unidades de programación de importación 
será la energía asignada a la unidad en el programa de intercambio en la frontera 
internacional acordado por ambos operadores del sistema.
e.  La medida en barras de central de unidades de programación de exportación 
será la energía asignada a la unidad en el programa de intercambio en la frontera 
internacional  acordado  por  ambos  operadores  del  sistema,  más  las  pérdidas  de 
transporte en el caso de exportaciones por fronteras con países con los que no se haya 
firmado acuerdo de reciprocidad, de acuerdo a la siguiente fórmula:
MBC  = PFI  × (1 + CPER )
uexp uexp frint
donde:
MBC = Medida en barras de central de la unidad de programación de exportación 
uexp 
uexp.
PFI = Energía asignada a la unidad de exportación uexp en el programa de 
uexp 
intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema. e
CPER  = Coeficiente de pérdidas de la tarifa general de acceso de alta tensión  bo
frint w.
para la frontera internacional frint.  El valor aplicable, en caso de que sean de aplicación  71ww
llaa s inptéerrdciodnaesx, isóenr ác eoln q uAen dcoorrrrae sqpuoen dsae arál ,n ievne l cdaes toe ndseió nq u«em asyeoarn  ddee 1 4a5p lkicVa»c ieóxnc, eeplt oq eune 
ccoonrr elossp opnadísae as l cnoivne llo dse q uteen sseió nh a«yma afiyromra ddeo  7a2c,u5e yrd noo d seu preecriiporro ac i1d4a5d  keVl v»a. lEonr  slaesrá f rcoenrtoe.ras
f.  La  medida  de  las  unidades  de  programación  genéricas  y  unidades  de 
programación porfolio es cero.
P.O. 14.6  LIQUIDACIÓN DE INTERCAMBIOS INTERNACIONALES NO REALIZADOS 
POR PARTICIPANTES EN EL MERCADO
1.  Objeto.
El  objeto  de  este  procedimiento  de  operación  es  establecer  el  proceso  de  la 
liquidación  en  el  mercado  de  producción  de  energía  eléctrica  del  saldo  mensual 
resultante de la ejecución de los siguientes intercambios internacionales no comerciales:
Desvíos entre sistemas.
Intercambios de apoyo entre sistemas.
Intercambios internacionales de energías de balance entre sistemas.
Acciones coordinadas de balance.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación al operador del sistema.
3.  Desvíos entre sistemas.
El operador del sistema llevará una cuenta de compensación horaria en la que se 
incorporarán las anotaciones en cuenta establecidas en el PO 14.4 por la energía de los 
desvíos con los sistemas eléctricos de Marruecos y de Andorra, valorados al precio del 
desvío que sea aplicable.
El saldo horario de esta cuenta de compensación se asignará a las unidades de 
adquisición, en proporción a sus consumos horarios medidos elevados a barras de 
central.  Quedan  exceptuadas  de  esta  asignación  las  unidades  de  adquisición  de 
bombeo,  las  unidades  de  adquisición  correspondientes  al  suministro  de  servicios 
auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea 
el suministro fuera del sistema eléctrico español.
Las anotaciones establecidas en el PO 14.4 por la energía de los desvíos con los 
sistemas eléctricos de Francia y de Portugal se asignarán en la cuenta del operador del 
sistema que será responsable de liquidar este importe con la entidad encargada de la 
liquidación en la zona síncrona continental europea.
4.  Intercambios de apoyo entre sistemas.
Los intercambios de apoyo entre sistemas establecidos en el PO 14.4 que realice el 
operador del sistema mediante compensación económica por la energía suministrada, se 
anotarán en la cuenta del operador del sistema. El saldo mensual de dichos intercambios 
será liquidado al operador del sistema que será responsable de la liquidación con los 
operadores del sistema correspondientes.
Los intercambios de apoyo entre sistemas establecidos en el PO 14.4 que realice el 
operador del sistema mediante devolución de energía se valorarán al precio marginal del 
mercado diario, y se anotarán en una cuenta de compensación horaria. El saldo horario 
de dicha cuenta se asignará con el mismo tratamiento contemplado para los desvíos 
entre sistemas.
5.  Intercambios internacionales de energías de balance entre sistemas o
Los intercambios transfronterizos de energías de balance del producto RR y de la  71ww
creosmppeecntivsaamcióenn ted ey  edne esle PquOil i1b4ri.o4s s ee natnreo tasriásnte emna lsa  ccuoenntetam dpelal doopse reand olro dse lP sOis te3m.3a .y  7.2
El  saldo  de  dichos  programas  de  intercambio  será  liquidado  conforme  a  lo 
establecido en el PO 14.4 al operador del sistema, que será responsable de liquidar este 
importe con la correspondiente entidad de liquidación entre TSOs.
6.  Acciones coordinadas de balance.
Los programas de intercambio en contradirección mediante acciones coordinadas de 
balance contemplados en el PO 3.1 y en el PO 14.4 se anotarán en la cuenta del operador 
del  sistema.  Estos  programas  de  intercambio  se  liquidarán  al  operador  del  sistema 
conforme a lo establecido en el PO 14.4. El operador del sistema será responsable de 
liquidar este intercambio con los operadores de los sistemas eléctricos correspondientes.
El  saldo  que  resulte  se  liquidará  con  cargo  a  las  rentas  de  congestión 
correspondientes al sistema eléctrico español.
7.  Costes  de  financiación  de  los  desfases  temporales  entre  liquidaciones 
nacionales e internacionales y posibles diferencias económicas.
El  coste  de  financiación  que  resulte  asignado  al  operador  del  sistema  como 
consecuencia de la existencia de un desfase temporal entre las liquidaciones nacional y 
transfronteriza de las energías de balance, de la compensación de desequilibrios, de los 
desvíos en las interconexiones con Francia y Portugal y/o de las acciones coordinadas de 
balance entre sistemas, así como otras posibles diferencias económicas que se pudieran 
producir como consecuencia de la liquidación de la energía intercambiada entre sistemas 
eléctricos por la participación en las plataformas de balance, de la compensación de 
desequilibrios de ámbito europeo, de los desvíos en las interconexiones con Francia y 
Portugal y/o de las acciones coordinadas de balance, se financiará con cargo a las rentas 
de congestión correspondientes al sistema eléctrico español.