BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 310 Lunes 27 de diciembre de 2021 Sec. III.   Pág. 164166
III. OTRAS DISPOSICIONES
COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS
Y LA COMPETENCIA
21541 Resolución de 16 de diciembre de 2021, de la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia, por la que se modifican los procedimientos de 
operación 14.3 y 14.4 para la adaptación de la liquidación de los desvíos a la 
metodología ISH aprobada mediante Decisión n.º 18/2020 de la agencia 
ACER.
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 
energía con otros operadores, así como de la liquidación de los desvíos a cada sujeto de 
liquidación responsable del balance. Todo ello, según lo dispuesto en el Reglamento  e.
(UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece  w.b
una directriz sobre el balance eléctrico. 541ww
Segundo.
El artículo 52.2 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 establece que
todos los Gestores de la Red de Transporte (en adelante, GRT, o TSO, por sus siglas en 
inglés) elaborarán, a más tardar un año después de la entrada en vigor del citado 
Reglamento, una propuesta para continuar con la especificación y armonización de al 
menos:
a)  el cálculo de un ajuste del desvío conforme a lo dispuesto en el artículo 49 y el 
cálculo  de  una  posición,  un  desvío  y  un  volumen  asignado  siguiendo  uno  de  los 
enfoques conforme a lo dispuesto en el artículo 54, apartado 3;
b)  los principales componentes utilizados para el cálculo del precio de los desvíos 
frente a programa para todos los desvíos conforme a lo dispuesto en el artículo 55, 
incluidos, si procede, la definición del valor de la activación evitada de la energía de 
balance procedente de reservas de recuperación de frecuencia o reservas de sustitución;
c)  el  uso  del  sistema  de  precio  único  para  todos  los  desvíos  conforme  a  lo 
dispuesto en el artículo 55, que defina un precio único para los desvíos positivos y los 
desvíos negativos para cada zona de precios de desvíos dentro de un período de 
liquidación de los desvíos, y
d)  la definición de las condiciones y metodología para la aplicación del sistema dual 
de precios de desvíos para todos los desvíos conforme a lo dispuesto en el artículo 55, 
que defina un solo precio para los desvíos positivos y un solo precio para los desvíos 
negativos para cada zona de precios de desvíos dentro de un período de liquidación de 
los desvíos, que abarque:
i)  las condiciones en las cuales un GRT puede proponer a su autoridad reguladora 
competente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE la aplicación 
del sistema dual de precios y cuya justificación debe facilitarse,
ii)  la metodología para la aplicación del sistema dual de precios.
Especifica además el artículo que la propuesta dispondrá una fecha de aplicación a 
más tardar dieciocho meses después de la aprobación por parte de las autoridades 
reguladoras competentes.
La  metodología  para  la  armonización  de  las  principales  características  de  la 
liquidación del desvío (en adelante, Metodología ISH), a la que se refiere el artículo 52.2 
del Reglamento (UE) 2017/2195, fue propuesta por los GRTs el 18 de diciembre de 2018 
y aprobada por la agencia ACER mediante Decisión n.º 18/2020 de 15 de julio de 2020.
Tercero.
La adaptación de la liquidación del desvío en el sistema eléctrico español a la 
Metodología ISH requiere la modificación del procedimiento de operación 14.4 Derechos 
de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
Con fecha 30 de junio de 2021 tuvo entrada en la CNMC la propuesta de REE de 
modificación del procedimiento de operación 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de 
pago por los servicios de ajuste del sistema, acompañada de una solicitud de aplicación 
de precio dual para la liquidación del desvío.
La propuesta había sido previamente sometida a consulta pública por el operador del 
sistema entre el 17 de mayo y el 16 de junio de 2021. El escrito se acompañaba de un 
informe justificativo de la solicitud de precio dual y de los cambios incorporados en el 
texto del PO14.4, así como de los comentarios recibidos por el operador del sistema 
durante el período de consulta pública de la propuesta.
Cuarto. w.b
de lCao Lne fye c3h/a2 051 d3e,  odcet u4b red ed eju 2n0io2,1 ,s ey  ddeio a ctruáemrditoe  cdoen  laau Ddiiesnpcoisai,c ióenn vTiaranndsoi toarli aC doéncsimejoa 
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metodología  ISH  aprobada  mediante  Decisión  n.º  18/2020  de  la  agencia  ACER».
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 20 días hábiles.
Quinto.
Con fecha 6 de octubre de 2021, se remitió la propuesta de resolución a la Dirección 
General de Política Energética y Minas para que aportara sus comentarios al respecto.
Fundamentos de Derecho
Primero.  Habilitación competencial para aprobar estos procedimientos.
El objeto de la resolución es adaptar el proceso de liquidación de los desvíos del 
sistema eléctrico español, de aplicación a los sujetos de liquidación responsables del 
balance (en adelante BRPs, por sus siglas en inglés) y, en particular, el Procedimiento de 
Operación 14.4, a la metodología ISH aprobada mediante Decisión n.º 18/2020 de la 
agencia ACER, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 52.2 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, incluidas las condiciones nacionales 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 propuesta por el operador del sistema.
El sistema de precio de desvíos vigente, basado en una fórmula de precio dual que 
valora los desvíos a favor del sistema al precio marginal del mercado diario, lleva 
implantado  en  España  desde  2006.  La  metodología  ISH,  aunque  permite  seguir 
utilizando un precio dual bajo determinadas circunstancias, sólo permite usar el precio de 
las energías de balance o el valor de la activación evitada para valorar los desvíos a 
favor del sistema. Con el fin de dar cumplimiento a la armonización que dispone la 
Metodología  ISH,  resulta  necesario  introducir  algunos  cambios  en  la  metodología 
vigente, en particular, eliminando la referencia al precio del mercado diario para la 
liquidación de los desvíos a favor.
La propuesta recibida del operador del sistema consiste en: establecer un precio dual 
de desvío, en todos aquellos periodos de liquidación del desvío (en adelante ISP, por sus 
siglas en inglés) en los que resulte necesario activar energía de balance FRR (Reserva 
para la Recuperación de la Frecuencia) tanto a subir como a bajar; mantener el criterio 
de precio medio ponderado de las energías de balance activadas para el cálculo del 
precio del desvío; y calcular el valor de la activación evitada (precio del desvío en 
aquellos ISPs en los que no haya habido activaciones de energía de balance en ninguna 
dirección) como el precio medio aritmético de la oferta más barata a subir y de la oferta  s
más cara a bajar. También propone el operador del sistema que los BRPs participen en  o
pearlb osrgeoErplalu amotorpta,oe c aridaósedín lo  cdrco eodm sceotale  ds eaidsli emtBe RimlnaPaa .br  saeonll dicaaict atdu eea nl r dedegosucglualmocsieóenn t dose ea clpaua nrlidtqeau rliaida a acepinóli cnpa recoinóptnore rdc leiaó snp  rueanc isidoua  dddueeassl  vddíeoe    2021-21541n https://www.
desvío, de acuerdo con el artículo 11 de la Metodología ISH. Esta solicitud resulta
necesaria ya que dicha metodología, de acuerdo con la filosofía del Reglamento EB,
establece el precio único como base para el cálculo del precio del desvío. No obstante, 
tanto el Reglamento EB (artículo 52.2.d) como la Metodología ISH (artículo 11) permiten 
la aplicación de un precio dual, aunque para ello han de cumplirse las condiciones 
previstas en dicho artículo 11 de la Metodología ISH, la principal de las cuales es una 
autorización explícita por parte de la autoridad reguladora competente, en este caso, la 
CNMC.
Tercero.  Consideraciones.
Tercero.1.  Sobre la aplicación de un precio dual de desvío.
La Metodología ISH permite que la autoridad reguladora nacional autorice al GRT 
correspondiente la aplicación de un precio dual, es decir la aplicación de un precio 
diferente para los desvíos a subir y para los desvíos a bajar. Requiere para ello que el 
GRT justifique la solicitud proporcionando un análisis de al menos los impactos negativos 
que se derivarían de no aplicar el precio dual, en términos de seguridad en la operación. 
Requiere asimismo que dicha justificación proporcionada por el GRT esté basada en 
razonamientos y criterios tanto de operación como económicos, teniendo en cuenta tanto 
los objetivos como los principios generales del Reglamente EB y el Reglamento SO 
(Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión por el que se establece una directriz sobre 
la operación de la red de transporte).
El operador del sistema español ha solicitado a la CNMC la aplicación del precio dual 
en virtud de lo dispuesto en el artículo 11.a) de la Metodología ISH, esto es, en todos los 
ISPs en los que el TSO requiera la activación de energía FRR (actuales terciaria y 
secundaria) tanto a subir como a bajar. En cumplimiento del artículo 11 de la Metodología 
ISH,  el  operador  del  sistema  aporta  una  justificación  basada  tanto  en  criterios  de 
operación como económicos. Respecto a los criterios de operación, el operador alega 
que, en caso de no aplicar precio dual y por tanto, aplicar precio único, la autorregulación 
de los BRPs incentivados por el precio del desvío podría sobrecompensar el desvío del 
sistema y producir una necesidad de balance en el sentido contrario, lo que de nuevo 
podría suponer una respuesta de autorregulación por parte de los BRPs contraria y, así 
sucesivamente, provocar oscilaciones que comprometerían gravemente la seguridad del 
sistema. Respecto a los criterios económicos, el operador alega que las oscilaciones 
provocarían la necesidad de programar energías en sentidos contrarios en los sucesivos 
mercados de balance (RR-FRR), lo que generaría un sobrecoste que sería soportado por 
la demanda.
Durante el trámite de consulta pública llevado a cabo por la CNMC, los sujetos han 
solicitado que se produzca un mayor avance hacia la implantación del precio único de 
desvío. Entre los argumentos aportados, cabe destacar los siguientes: que el operador 
del sistema no ha justificado suficientemente la capacidad y el interés de los BRPs para 
provocar oscilaciones en el desvío; que pueden adoptarse otras medidas regulatorias 
que  impidan  dichas  oscilaciones;  que  el  precio  único  proporcionaría  beneficios  al 
mercado  en  términos  de  eficiencia,  señales  correctas  de  precio  e  igualdad  de 
condiciones entre las distintas tecnologías; que el precio único mejoraría la posición de 
los sujetos con poca cartera y facilitaría la entrada de nuevos operadores; y que la 
metodología ISH no contempla un mecanismo mixto como el propuesto, con ISPs de 
precio único e ISPs de precio dual.
Hay que aclarar respecto al último punto, que la Metodología ISH no solo permite un 
modelo mixto como el propuesto, sino que es la propia metodología la que lo impone en  e
caso de utilizar un precio dual. En efecto, todos los supuestos del artículo 11, salvo el e),  bo
permiten  aplicar  un  precio  dual  solo  en  aquellos  ISPs  en  los  que  se  cumplan  las  541ww
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esto sería así una vez que se complete la implantación del Reglamento EB, entre tanto,
es más probable que la aplicación de un precio único en los periodos con energías de 
balance en los dos sentidos pueda incentivar ciertos desvíos por parte de los sujetos que 
no vayan a contribuir a resolver los desvíos del sistema sino a agravarlos.
Con respecto al comentario de que el precio único mejoraría la posición de sujetos 
con poca cartera y sería más equitativo entre tecnologías, cabe destacar que, con 
carácter  general,  el  tamaño  del  BRP  y  las  tecnologías  de  su  cartera  son  una 
característica fundamental a efectos de conseguir un menor desvío, ajena al mecanismo 
que se aprueba con esta resolución.
Teniendo en cuenta todo lo anterior, tras analizar la solicitud del operador del sistema 
y  los  comentarios  de  los  sujetos,  esta  Comisión  considera  adecuado  autorizar  la 
aplicación de un precio dual del desvío de acuerdo con lo previsto en el apartado a) del 
artículo 11 de la Metodología ISH. Esto permitirá dar los incentivos adecuados a los 
BRPs para que mantengan sus programas en los periodos en que el incentivo del precio 
único podría poner en riesgo la seguridad del sistema.
Al  mismo  tiempo,  esta  solución  permitirá  que  los  BRPs  puedan  ir  adquiriendo 
experiencia en el uso de un precio único de desvíos, que será aplicado en las horas en 
las que no se cumpla el criterio para aplicar el precio dual. Además, esta opción permitirá 
mantener el mecanismo que ahora se aprueba tras la implantación del ISP de 15 
minutos, evitando así la necesidad de una revisión posterior de la liquidación del desvío, 
salvo que las circunstancias lo aconsejen.
No  obstante,  esta  Comisión  también  comparte  la  preocupación  de  los  sujetos 
respecto a que la propuesta consultada podría implicar la aplicación del precio dual en la 
mayor parte de las horas (un 97% de las horas de acuerdo con las estimaciones del 
operador del sistema(1)), lo que puede suponer un incremento del precio medio del 
desvío con respecto a la metodología vigente. Esto se debe a las condiciones actuales 
del sistema de liquidaciones español, con una programación horaria y un ISP de 60 
minutos, durante el cual hay una elevada probabilidad de que se registren energías FRR 
en ambos sentidos y, por tanto, se aplique un precio dual en un porcentaje muy elevado 
de periodos de liquidación.
(1)  De acuerdo con las estimaciones que facilitó el operador del sistema junto a la propuesta de 
modificación del P.O.14.4, las cuales se basaban en datos históricos de 2017 a 2020, en las condiciones 
actuales de programación y liquidación horarias y con la fórmula propuesta, el precio único se aplicaría 
inicialmente en solo un 3% de las horas.
Se considera que esta circunstancia cambiará en el futuro, de forma gradual, tras la 
implantación de la programación y los productos de balance cuartohorarios, el ISP de 15 
minutos y la introducción del producto cuartohorario en los mercados diario e intradiarios. 
Es de esperar que, al reducirse los periodos de programación, y en particular los de las 
energías  de  balance,  se  reduzca  significativamente  la  probabilidad  de  que  existan 
energías en ambos sentidos. Es decir, la evolución del precio dual al precio único que 
solicitan los sujetos se producirá a medida que se vaya avanzando en la implantación 
local del modelo del Reglamento EB, dando tiempo a los BRPs a adaptarse, así como al 
TSO a analizar la evolución de los impactos.
En cualquier caso, tras el trámite de audiencia, se ha considerado adecuado revisar 
la  formulación  propuesta.  En  concreto,  se  ha  modificado,  en  coordinación  con  el 
operador del sistema, el apartado 13 del P.O.14.4, al objeto de introducir un umbral por 
debajo del cual la existencia de energía en dos sentidos se considera no relevante a los 
efectos  de  determinar  la  aplicación  de  un  precio  dual.  En  concreto,  se  dispone  la  es
aplicación de precio único en aquellas horas en las que el volumen de energías FRR  bo
activadas en el sentido minoritario de la necesidad del sistema sea inferior al 2% de las  541ww
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energías de balance en ambos sentidos, ha existido un sentido relevante en el que los
desvíos de los BRPs han contribuido claramente a agravar o a resolver los desvíos del 
sistema. La introducción de este umbral adapta el mecanismo de manera más ajustada 
el objetivo perseguido por la Metodología ISH al introducir el precio único en estas 
situaciones. Asimismo, se estima que no se proporcionará incentivos suficientes para 
que se produzcan sobre reacciones por parte de los sujetos, no teniendo impacto, por 
tanto, sobre la seguridad del sistema. Sin embargo, dado que no se dispone de datos 
reales que permitan confirmar este supuesto, se considera necesario que el operador del 
sistema  evalúe  el  impacto  en  los  análisis  posteriores  que  se  le  requieren  en  esta 
resolución  y  que  pueda,  en  función  de  los  resultados  obtenidos,  proponer  las 
modificaciones que considere necesarias.
El  valor  del  2%  se  ha  determinado  sobre  la  base  de  estimaciones  con  datos 
históricos de desvíos y activaciones de energías de balance correspondientes a los 
últimos años. Dichas estimaciones indican que la aplicación de este umbral podría elevar 
el número de horas con precio único del 3% previsto en la propuesta del operador del 
sistema hasta cerca de un 20%. Se debe recalcar no obstante que se trata de un valor 
estimado con datos históricos y sin tener en cuenta por tanto la futura programación 
cuartohoraria o un cambio en la estrategia de oferta por parte de los BSPs. Es decir, se 
advierte que el impacto real podría alejarse del esperado.
En todo caso, se ha considerado oportuno adelantar e incrementar la vigilancia sobre 
el impacto de la aplicación del precio dual que autoriza esta resolución. Para ello, se 
dispone un plan de análisis y evaluación del modelo que se detalla más adelante.
Tercero.2.  Sobre la repercusión del coste de la banda de regulación secundaria a 
los BRPs.
Se modifica en el P.O.14.4 la fórmula para el reparto del coste de la banda de 
regulación secundaria, transfiriendo una parte de dicho coste (aproximadamente un 5%) 
a los BRPs en proporción a su desvío absoluto. Este cambio fue propuesto por el 
operador del sistema en respuesta a un requerimiento de la Resolución de 10 de 
diciembre  de  2020  de  la  CNMC,  por  la  que  se  aprueba  la  adaptación  de  los 
procedimientos de operación del sistema a las condiciones relativas al balance. En dicha 
resolución, esta Comisión solicitó al operador que revisara el reparto de los costes de los 
servicios y, en particular, su repercusión a toda la demanda y/o exclusivamente a la 
demanda.
Si bien esta disposición ha sido criticada por los sujetos que ejercen la función de 
BRP durante el trámite de audiencia llevado a cabo por la CNMC, especialmente desde 
el lado de la generación, esta Comisión considera que es importante mantener este 
criterio con el fin de impulsar un tratamiento equitativo entre la demanda y la generación, 
de modo que facilite en nuevo rol de la demanda como proveedor de servicios al sistema 
en competencia con la generación.
Tercero.3.  Sobre la anotación por BRP.
Se elimina en el P.O.14.4 la desagregación de la liquidación del desvío por unidad de 
programación. Esta modificación fue propuesta por el operador del sistema al considerar 
que el reparto de las liquidaciones por unidad resulta innecesario, ya que la liquidación 
del desvío se efectúa en posición única por BRP.
La medida ha recibido la oposición de algunos sujetos durante las fases de consulta 
llevadas a cabo por el TSO como por la CNMC. Estos sujetos solicitan que se mantenga 
el desglose de la liquidación del desvío por unidad de programación, al objeto de poder  e.
disponer  de  una  información  que  facilite  su  propio  proceso  de  liquidación  de  w.
transacciones con los sujetos a los que contractualmente representan como BRP. 541ww
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una  labor  propia  del  BRP,  que  deberá  tener  en  cuenta  para  ello  los  acuerdos 
contractuales que haya alcanzado con cada uno de sus representados.
Adicionalmente, durante el trámite de audiencia de la CNMC, se ha recibido un 
comentario del operador del sistema alegando que en coherencia con la propuesta de 
eliminar la desagregación de la liquidación del desvío a nivel de unidad de programación 
del BRP, es necesario eliminar también esta desagregación en la liquidación del desvío 
asignado en la liquidación inicial provisional, en la que no se dispone de cierre de 
medidas de demanda. Para ello, se modifica el apartado c del Anexo III del P.O.14.4 para 
establecer este cálculo por BRP.
Tercero.4.  Sobre el Anexo II del P.O.14.4.
El Anexo III del P.O.14.4, que pasa a ser Anexo II con la presente Resolución, vio 
modificado su apartado c) por la Resolución de la CNMC, de 30 de noviembre de 2021, 
por  la  que  se  modifican  los  procedimientos  de  operación  14.1,  14.3  y  14.4  para 
incorporar una garantía mínima dinámica que acredite la capacidad económica de los 
sujetos  responsables  del  balance  para  la  liquidación  de  sus  consumidores 
(DCOOR/DE/009/21).
Sin  embargo,  el  inicio  de  efectos  de  dicho  apartado  c)  modificado  quedaba 
condicionado  a  la  entrada  en  vigor  de  la  correspondiente  adaptación  del  P.O.10.5 
«Cálculo del mejor valor de energía en los puntos frontera y cierres de energía del 
sistema de información de medidas eléctricas», el cual regula, entre otros aspectos, los 
intercambios de información de medidas entre el Sistema de Información de Medidas 
Eléctricas y los distribuidores encargados de la lectura. La adaptación del P.O.10.5 es 
necesaria para que el operador del sistema pueda disponer de la información que 
requiere la nueva garantía mínima dinámica. Fue propuesta por el operador del sistema 
junto con la propuesta de modificación de los procedimientos 14.1, 14.3 y 14.4, pero no 
pudo tramitarse a la vez por ser el P.O.10.5 de competencia ministerial.
Como se ha indicado en el expositivo anterior, la modificación que ahora se introduce 
en el P.O.14.4, para su adaptación a la Metodología ISH, afecta igualmente al Anexo III 
(Anexo II tras la presente revisión del P.O.14.4) y, en particular a su apartado c), que 
establece  el  cálculo  de  la  medida  en  barras  de  central  de  las  unidades  de 
comercializadores y de las unidades de consumidores directos sin cierre de medidas de 
demanda para el cálculo de pérdidas.
Debe modificarse ahora de nuevo tanto la versión vigente del Anexo, como la que 
surtirá efectos tras la entrada en vigor de la adaptación del P.O.10.5, puesto que no 
puede anticiparse el momento en que se producirá la entrada en vigor de dicho P.O.10.5 
ni, por tanto, si tendrá lugar antes o después del inicio de efecto del P.O.14.4 que 
aprueba esta resolución.
Para ello, se incorpora al P.O.14.4 un Anexo II (bis) que sustituirá al Anexo II cuando 
se cumpla el doble supuesto de aplicación del nuevo P.O.14.4 y la adaptación en el 
P.O.10.5 de la frecuencia del intercambio de información de los puntos frontera de 
consumidores (CUPS), que condiciona el efecto de la Resolución de la CNMC de 30 de 
noviembre de 2021.
Tercero.5.  Sobre  la  necesidad  de  evaluar  periódicamente  el  mecanismo  de 
liquidación de los desvíos.
De acuerdo con lo indicado en los expositivos previos, esta Comisión considera que 
la propuesta de modificación del procedimiento de operación 14.4 elaborada por el  e.
operador del sistema respeta lo dispuesto tanto en el Reglamento EB como en la  w.
Metodología ISH, así como que el nuevo mecanismo de liquidación de los desvíos  541ww
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a medida que se vayan alcanzado determinados hitos en el proceso de implantación del 
Reglamento EB. Para ello, se solicita al operador del sistema la elaboración de varios 
informes que deberán ser remitidos a la CNMC y publicados en su página web en las 
fechas y con el contenido mínimo que se detalla a continuación:
– Antes de transcurrido un año desde la entrada en vigor del nuevo mecanismo de 
liquidación del desvío:
• Horas  en  las  que  se  está  aplicando  un  precio  dual:  número  de  horas  y  su 
distribución temporal, con el desglose que se estime relevante.
• Análisis del impacto de la implantación de la programación cuartohoraria.
• Evaluación de la necesidad de mantener una fórmula de precio dual y, en su caso, 
del valor del umbral mínimo de relevancia considerado para las activaciones en sentido 
contrario a la necesidad predominante del sistema.
• Análisis del VoAA resultante y su evolución.
• Evaluación de la conveniencia de introducir una componente incentivadora, tal que 
garantice que el coste del desvío será mayor que la corrección de dichos desvíos en los 
mercados de energía.
• Impacto de la repercusión del coste de la banda de regulación secundaria sobre los 
BRPs.
• Evolución del saldo de los desvíos y, en su caso, evaluación de la necesidad de 
introducir una componente de neutralidad financiera.
– Antes de transcurrido un año desde la implantación del ISP de 15 minutos, se 
reproducirá el informe anterior sustituyendo el impacto de la programación cuartohoraria 
por el correspondiente a la implantación del ISP de 15 minutos.
El  requerimiento  anterior  debe  entenderse  sin  perjuicio  de  que  el  operador  del 
sistema pueda proponer en cualquier momento los cambios que estime oportunos.
Tercero.6.  Sobre la modificación del procedimiento de operación 14.3.
Durante el trámite de consulta de esta Resolución, se recibió un comentario del 
operador del sistema mediante el que dicho operador ponía de manifiesto la necesidad 
de revisar algunos apartados del P.O.14.3, sobre garantías de pago, tras la adaptación 
del P.O.14.4 a la Metodología ISH y la consecuente implantación de la posición única del 
desvío por BRP.
Alega el operador del sistema que en ese momento el desvío de un BRP pasará a 
calcularse de manera agregada por toda su actividad de producto y demanda. Sin 
embargo, dado que las garantías adicionales se requieren por las diferencias entre 
liquidaciones, las cuales vienen motivadas fundamentalmente por cambios en el desvío 
de la demanda, cuya medida se liquida por primera vez en la liquidación intermedia 
provisional (C3), a partir de la entrada en vigor de la posición única, las garantías de 
operación adicionales de un BRP se deberían calcular también de manera agregada 
para su actividad de producción y de demanda.
Este cambio no conlleva un aumento de las garantías de operación adicional de un 
BRP, más bien al contrario, ya que actualmente se le exigen de forma separada para 
cada actividad.
A tal efecto, se introducen las siguientes modificaciones en el PO 14.3:
– Se  elimina  el  apartado  10.4  Garantía  de  operación  adicional  mensual  por  oe.
actividades de producción y de intercambios internacionales, w.
– se renombra el apartado 10.2, que pasa a ser Determinación del importe de la  541ww
gara–n tyía  sdee  oeplimeriancainó ne and iecilo naapla mrtaednos u1a0l,.2 todas las referencias particulares a «de la
actividad de adquisición de energía para consumidores».
Tercero.7.  Mejoras de redacción.
Igualmente, a resultas del trámite de audiencia y a petición del operador del sistema, 
se modifica la redacción propuesta para el apartado 13.2 del P.O.14.4, al objeto de evitar 
confusión sobre el tratamiento de las energías de balance RR en el cálculo del precio 
único de desvíos tras la implantación de la programación cuartohoraria (Qh).
Los argumentos proporcionados por el operador del sistema para el cambio se basan 
en que la referencia al saldo neto de las energías de balance RR se refiere al saldo neto 
dentro de un periodo de programación. Actualmente, el periodo de programación es de 
una hora y coincide con el periodo de liquidación de los desvíos. Sin embargo, con la 
implementación de la programación Qh en los mercados de balance, el periodo de 
programación pasará a ser de un cuarto de hora, sin que cambie todavía el periodo de 
liquidación del desvío (ISP).
Por tanto, la referencia al saldo neto de las energías de balance RR no será válida 
con la programación QH, ya que para determinar si se han asignado energías de 
balance RR a subir y a bajar en una hora, deben considerarse las energías de balance 
RR activadas en cada uno de los cuatro cuartos de hora, y no el saldo neto de energía 
RR activada en toda la hora.
Por ello, se elimina la referencia al saldo neto de energía de balance RR en el 
apartado 13.2.c) y se añade la definición de energía de balance RR activa como el saldo 
neto  de  energía  de  balance  RR  en  el  periodo  de  programación  vigente  en  cada 
momento. Adicionalmente, se elimina el apartado d), ya que el caso que describe queda 
ahora recogido en los apartados anteriores.
Tercero.8.  Sobre  la  eficacia  de  las  modificaciones  de  los  procedimientos  de 
operación objeto de esta resolución.
La liquidación de los desvíos es un factor con un impacto relevante sobre la actividad 
de los BRPs, por lo que es importante que estos sujetos puedan disponer de un plazo 
suficiente para adaptar su estrategia comercial de contratación a la nueva metodología 
de liquidación. Por ello, se prevé un plazo de al menos 3 meses para la aplicación de 
esta resolución tras su publicación en el BOE. No se recibieron comentarios en contra de 
establecer este plazo de aplicación durante el trámite de audiencia de la propuesta de 
resolución.
Por cuanto antecede, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
RESUELVE
Primero.
Autorizar la aplicación de un precio dual de desvío en el sistema eléctrico español en 
virtud de lo dispuesto en el artículo 11.a) de la Metodología ISH.
Segundo.
Aprobar los procedimientos de operación P.O.14.3 Garantías de pago y P.O.14.4 
Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema, que se 
incluyen en el anexo.
Tercero. o
Los procedimientos aprobados por la presente resolución surtirán efectos el día 1 del  541ww
mesS seig euxiecnetpet úaal nte drcee lra m feecsh tara dse s euf epcutbol iceal caipóanr teand oe l 1«4B doelel tíPn.O O.1fic4i.a3l  yd eel l EAsntaedxoo »I.I(bis) del
Pp.rOev.1is4to.4s,  esni n loa  hRuebsioelruac tióenn iddoe  l3u0g adre e nno evsieam febcreh ad ela  2a0d2a1p,t adcei ólan  Cdeolm Pi.sOió.1n0 N.5a cai olonsa le dfeec tlooss   BOE-A-cable e
Mercados  y  la  Competencia,  por  la  que  se  modifican  los  procedimientos  de 
operación 14.1, 14.3 y 14.4 para incorporar una garantía mínima dinámica que acredite 
la capacidad económica de sujetos responsables de balance para la liquidación de sus 
consumidores. Una vez tenga efectos la adaptación del del P.O.10.5 y hubiera trascurrido 
el plazo previsto en el párrafo anterior, surtirá efectos el apartado 14 del P.O.14.3, así 
como el Anexo II(bis) del P.O.14.4, que sustituirá al Anexo II de dicho P.O.14.4.
Cuarto.
Dejar sin efectos, en la fecha prevista en el apartado tercero anterior, el texto del 
P.O.14.3 aprobado mediante resolución de la CNMC de 30 de noviembre de 2021 y el 
del P.O.14.4 aprobado por resolución de esta Comisión de 20 de mayo de 2021, y sus 
posteriores modificaciones de 16 de septiembre y 30 de noviembre de 2021.
Quinto.
Requerir al operador del sistema la elaboración de los informes descritos en el 
expositivo Tercero.5 de esta Resolución.
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, S.A.
Madrid, 16 de diciembre de 2021.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional 
de los Mercados y la Competencia, Miguel Bordiu García-Ovies.
ANEXO
P.O.14.3 «Garantías de pago»
1. Objeto
El  objeto  de  este  procedimiento  de  operación  es  establecer  las  condiciones 
generales de la recepción y gestión de las garantías correspondientes a las liquidaciones 
establecidas en el Procedimiento de Operación 14.1 «Condiciones generales del proceso 
de liquidación del operador del sistema».
Las garantías exigibles a las empresas que ejerzan la actividad de comercialización 
de energía eléctrica para la adquisición de energía en el mercado de producción de 
electricidad acreditarán su capacidad económica como requisito de acceso a la actividad, 
de acuerdo con la normativa vigente.
El operador del sistema podrá habilitar a un Tercero Autorizado para que realice la 
gestión de garantías y asuma la función de contrapartida central, en su caso. Si se ha 
concedido la citada habilitación, las menciones de este procedimiento de operación al 
operador del sistema relativas a la recepción, gestión y determinación de garantías, se 
entenderán  realizadas  al  Tercero  Autorizado.  El  operador  del  sistema  informará 
adecuadamente a los Sujetos de Liquidación de la habilitación al Tercero Autorizado.
2. Ámbito de aplicación y definiciones
2.1  Ámbito de aplicación. es
Este procedimiento de operación es de aplicación al operador del sistema, a los  w.
distribuidores y a los Sujetos de Liquidación acreditados ante el operador del sistema en  541ww
Pcarolidceaddi mdeie pnatort icdiep aOntpeesr aecni óenl  m1e4r.1ca yd oe on  dlae  lnoosr Dmeastipvaac hreogsu claodnoforarm dee al  plor odcisepduimesieton teon d eel 
liquidación en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
2.2  Referencias y definiciones.
El término «Mercado» en este procedimiento se refiere al Mercado de Producción de 
Energía Eléctrica.
El  término  «Despacho»  en  este  procedimiento  se  refiere  a  los  despachos 
económicos de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
El término «Sujeto» en este procedimiento se refiere a los Sujetos de Liquidación.
El término «Sujeto de Liquidación» en este procedimiento se refiere al sujeto de 
liquidación responsable del balance (BRP) que, conforme a lo establecido en el PO 14.1 
será asimismo el responsable de los pagos, de los cobros y de la prestación de las 
garantías de pago que se deriven de la participación en el Mercado de la unidad de 
programación/zona de regulación, en particular de los derechos de cobro y obligaciones 
de pago por la energía asignada para la resolución de restricciones técnicas y de otros 
conceptos cuya liquidación se ha asignado al operador del sistema. Se refiere asimismo 
al sujeto de liquidación responsable acreditado ante el operador del sistema de los 
pagos, de los cobros y de la prestación de las garantías de pago por su participación en 
los Despachos.
Las referencias a Ministerio en este procedimiento 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 en este procedimiento se entenderán como referidas a la 
Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia
Los  horarios  mencionados  en  este  procedimiento  se  refieren  al  horario  central 
europeo CET (Central European Time).
3. Constitución de garantías
Los Sujetos de Liquidación que puedan resultar deudores como consecuencia de las 
liquidaciones del operador del sistema deberán aportar a éste garantía suficiente para 
dar  cobertura  a  sus  obligaciones  económicas  derivadas  de  su  participación  en  el 
Mercado y en los Despachos, de tal modo que se garantice a los Sujetos acreedores el 
cobro íntegro de las liquidaciones realizadas por el operador del sistema en los días de 
pagos y cobros establecidos en el Procedimiento de Operación 14.1.
La hora límite para aportar las garantías será las 14:00 horas del último día señalado 
en los distintos apartados de este procedimiento de operación.
4. Liberación de garantías
El operador del sistema liberará la garantía que preste el Sujeto de Liquidación en el 
momento en que éste pierda su condición de Sujeto de Liquidación, siempre que haya 
cumplido todas sus obligaciones y haya hecho frente a todas sus deudas derivadas de 
su participación en el mismo o, en su caso, siempre que se haya verificado que no 
existen tales deudas. En todo caso, los Sujetos de Liquidación deberán mantener una 
garantía mínima de 10.000 euros hasta la fecha de pagos de la Liquidación Final 
Definitiva de su último mes como Sujeto de Liquidación.
5. Cobertura de garantías
La garantía que debe prestar cada Sujeto responderá sin limitación alguna, conforme  e
a  lo  establecido  en  el  presente  procedimiento  de  operación,  de  las  obligaciones  bo
deudoras que asuma en virtud de la liquidación realizada por el operador del sistema. 541ww
dvieguedELnoaster taasgs  a fgrpuaaoenrrrat aílnaant   ílapieq rxuenigisodit baarlcdeeiaóss  pndao re nelbodaeselir zrááSa  durdeajees tp poooosrbn  leediglne ao r cpetieloa rnmmaedbosoim ércn edo nendtlote rs  aidcsídeuteala msnp taaopg.soo r i mpcolpieru nestsuetsso ,s o pbyel irgrseaoccnaioarngs eooss    OE-A-2021-21able en https://
entidades distintas de los Sujetos de Liquidación que actúen en el Mercado y en los
Despachos. Esta garantía no responderá de las obligaciones contraídas por los Sujetos 
de Liquidación con los sujetos que representen o gestionen ante el operador del sistema. 
En particular, no responderá de los pagos que deban efectuarse por la liquidación de los 
peajes de acceso, por los pagos correspondientes a los contratos bilaterales físicos y por 
las liquidaciones realizadas por el Operador del Mercado.
6. Tipos de garantías exigidas
Las garantías que los Sujetos de Liquidación están obligados a prestar son las 
siguientes:
a)  Una  garantía  de  operación  básica  que  se  determinará  por  el  operador  del 
sistema según lo establecido en el apartado 9, con el fin de asegurar con carácter 
permanente un suficiente nivel de garantía.
b)  Una  garantía  de  operación  adicional  mensual  y,  en  su  caso,  intramensual, 
calculada según lo establecido en el apartado 10 para cubrir las obligaciones de pago 
derivadas de futuras liquidaciones correctoras de la liquidación inicial para cada mes que 
no disponga de Liquidación Final Definitiva.
c)  Una garantía excepcional, exigible a los Sujetos en aquellos supuestos en que el 
operador del sistema lo considere necesario, bien por existir un riesgo superior a la 
cobertura de las garantías de operación básica y adicional, bien por otras circunstancias 
especiales que justifiquen objetivamente la exigencia de garantías complementarias.
A este respecto el operador del sistema podrá solicitar a una compañía de «rating» la 
calificación del riesgo del Sujeto de Liquidación a efectos de justificar objetivamente la 
exigencia de una garantía excepcional. El coste de esta calificación deberá ser asumido 
por el Sujeto afectado.
En todo caso, los Sujetos de Liquidación deberán tener depositado un valor mínimo 
de  garantías  proporcional  a  la  energía  consumida  por  los  puntos  frontera  de 
consumidores que tiene asignados según lo establecido en el apartado 14.
7. Formalización de garantías
7.1  Instrumentos válidos para la constitución de garantías.
La constitución de las garantías deberá realizarse a favor del operador del sistema 
mediante uno o varios de los siguientes instrumentos:
a)  Depósitos en efectivo en la cuenta designada por el operador del sistema. El 
operador del sistema podrá invertir el efectivo existente en dicha cuenta. Los intereses 
devengados en esta cuenta, sean positivos o negativos, u otros cargos que aplique la 
entidad bancaria por los saldos en efectivo, menos los posibles costes de la misma y 
menos un máximo de 0,25% que podrá conservar el operador del sistema en concepto 
de comisión de gestión, se trasladarán a los Sujetos que hayan aportado los depósitos 
en efectivo. El operador del sistema realizará las retenciones oportunas de acuerdo con 
la legislación vigente.
b)  Aval  o  fianza  de  carácter  solidario  prestado  por  banco,  caja  de  ahorros  o 
cooperativa de crédito, que no pertenezca al grupo del Sujeto avalado o afianzado, a 
favor del operador del sistema, en que el avalista o fiador reconozca que su obligación 
de pago en virtud del aval es a primer requerimiento, totalmente abstracta, sin que el  e.e
avalista o fiador pueda oponer excepción alguna para evitar el pago al beneficiario y, en  w.b
especial, ninguna dimanante de las relaciones subyacentes entre el avalista o fiador y el  541ww
Sfourmjeatoli zaavra elasdtao  goa raafniatínaz.ado. El operador del sistema podrá establecer un modelo para
crédEitno  cnaos o rdees idperenstee,n taecl ióonp edrea duonr  adveall  os ifsiatenmzaa  spooliddarári a reoctohragzaadro  eplo ra uvnaal  eon tisdoalidc itdaer 
previamente a la aceptación del aval o fianza una opinión legal sobre la validez y
ejecutabilidad de la garantía en el país donde se haya concedido el aval o fianza. El 
coste de esta opinión legal será soportado por el Sujeto. En caso de ejecución del aval o 
de la fianza, los posibles costes de dicha ejecución irán a cargo del Sujeto.
Si la entidad avalista fuese declarada en situación concursal, o hubiera quedado sin 
efecto  la  autorización  administrativa  para  el  ejercicio  de  su  actividad,  o  bien  su 
calificación  crediticia  hubiera  quedado  por  debajo  de  la  mínima  exigible  en  el 
apartado 7.2, el Sujeto obligado a prestar garantía deberá sustituir dicha garantía por 
otra, de la misma modalidad o de otra de las recogidas en este Procedimiento de 
Operación, según lo dispuesto en dicho apartado.
El pago con cargo a la garantía ejecutada deberá efectuarse de tal forma que el 
operador del sistema pueda hacerla efectiva a primer requerimiento con fecha valor no 
más tarde de dos días hábiles siguientes al de la fecha del requerimiento.
c)  Autorización  irrevocable  de  utilización,  hasta  el  importe  máximo  de  las 
obligaciones de pago contraídas en el periodo a liquidar, de una o varias líneas de 
crédito suscritas por el Sujeto.
Las líneas de crédito contempladas en el presente apartado tendrán carácter finalista 
debiendo ser utilizadas exclusivamente como líneas de pago o de cobertura en garantía 
de obligaciones contraídas en virtud de las obligaciones de pago del Sujeto respecto de 
las liquidaciones del operador del sistema, debiendo tener un importe mínimo disponible 
en cada momento equivalente a la garantía de operación básica y adicional y, en su 
caso, al importe adicional correspondiente a la garantía excepcional, exigidas al Sujeto 
por el operador del sistema.
d)  Cesión de los futuros cobros pendientes de pago de las liquidaciones realizadas 
por el operador del sistema que el Sujeto que resulte acreedor como resultado de las 
liquidaciones que el operador del sistema haga a favor de los Sujetos deudores, siempre 
que esta cesión se realice de acuerdo con el modelo admitido por el operador del 
sistema, sea aceptada por el operador del sistema y el Sujeto que cede sus futuros 
cobros tenga un saldo acreedor en las liquidaciones previas de acuerdo a lo establecido 
en el apartado 12. Con independencia de la cantidad que el Sujeto cedente pueda hacer 
constar en el documento de cesión, la cantidad reconocida y, por tanto válida para 
constituir las garantías exigidas, será la menor entre la que consta en el documento y el 
máximo que se establece en el apartado 12.
La constitución de garantías mediante cesión de futuros cobros pendientes de pago 
podrá realizarse sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 10.1.
e)  Certificado de Seguro de Caución solidario prestado por entidad aseguradora 
que no pertenezca al grupo del Sujeto tomador del seguro, a favor del operador del 
sistema, como asegurado, en el que el asegurador reconozca que su obligación de pago 
en  virtud  del  mismo  es  a  primer  requerimiento,  totalmente  abstracta,  sin  que  el 
asegurador pueda oponer excepción alguna para evitar el pago al operador del sistema 
y, en especial, ninguna dimanante de las relaciones subyacentes entre el asegurador y el 
Sujeto tomador del seguro. En particular, la falta de pago de la prima no dará derecho al 
asegurador  a  resolver  el  contrato  ni  este  quedará  extinguido,  ni  la  cobertura  del 
asegurador suspendida, ni éste liberado de su obligación caso de que se produzca el 
incumplimiento en el pago por parte del Sujeto tomador del seguro. El operador del 
sistema podrá establecer un modelo para formalizar esta garantía.
En caso de presentación de un certificado de seguro de caución solidario otorgado 
por una entidad aseguradora no residente, el operador del sistema podrá rechazar el 
certificado o solicitar previamente a la aceptación del certificado de seguro de caución  s
una opinión legal sobre la validez y ejecutabilidad de la garantía en el país donde se  oe.
haya concedido el seguro de caución. El coste de esta opinión legal será soportado por  w.
el Sujeto tomador del seguro. En caso de ejecución del certificado, los posibles costes de  541ww
dichSai  elaje ecunctiidóand i raásne ag ucraardgoor ad eful eSruaj edteoc tloamraaddao er nd esli tsueagcuióron. concursal, o hubiera quedado
csainli fiecfaeccitóon  lac raeudtiotirciizaa chióunb ieardam inqiusetrdaatidvoa  ppaorra  deel beajejor cidcieo  dlae  msuí naimctaiv ideaxdig, ibole b ieenn  seul   BOE-A-cable e
apartado 7.2, el Sujeto obligado a prestar garantía deberá sustituir dicha garantía por 
otra, de la misma modalidad o de otra de las recogidas en este Procedimiento de 
Operación, según lo dispuesto en dicho apartado.
El pago con cargo a la garantía ejecutada deberá efectuarse de tal forma que el 
operador del sistema pueda hacerla efectiva a primer requerimiento con valor no más 
tarde de dos días hábiles siguientes al de fecha de requerimiento.
7.2  Calificación mínima exigible.
El operador del sistema podrá rechazar o limitar avales, fianzas, líneas de crédito o 
seguros de caución si la entidad bancaria avalista o, en su caso, la entidad aseguradora 
no alcanza una calificación crediticia (rating) mínima - otorgada por al menos una de las 
siguientes  agencias  de  calificación:  Standard&Poors,  Moody’s,  Fitch  o  DBRS  - 
equivalente a la correspondiente otorgada por la misma agencia de calificación a la 
deuda del Reino de España, vigente en cada momento, menos un nivel.
La calificación crediticia podrá estar por debajo de la deuda del Reino de España 
menos un nivel siempre que como mínimo tenga una calificación «investment grade» 
otorgada por la misma agencia de calificación.
En relación con los avales, líneas de crédito o seguros de caución prestados ante el 
operador del sistema que no cumplan con la condición anterior, o bien aquellos que 
dejen de cumplirla por una rebaja sobrevenida de su calificación, el operador del sistema 
podrá requerir, en su caso, a cada uno de los agentes que hayan formalizado dicha 
garantía, por medio que deje constancia fehaciente, su sustitución por otra garantía 
válida sobre la base del siguiente criterio:
– Garantías por debajo de la calificación crediticia de la deuda del Reino de España 
menos dos niveles o sin calificación crediticia: deberán ser sustituidas en 10 días hábiles.
– Garantías con la calificación crediticia de la deuda del Reino de España menos dos 
niveles: deberán ser sustituidas en el plazo de dos meses.
El pago con cargo a la garantía ejecutada deberá efectuarse de tal forma que el 
operador del sistema pueda hacerla efectiva a primer requerimiento con fecha valor no 
más tarde de dos días hábiles siguientes al de la fecha del requerimiento.
8. Gestión de las garantías constituidas
El  operador  del  sistema  será  el  responsable  de  la  gestión  de  las  garantías 
constituidas, en interés de los Sujetos de Liquidación, tanto a efectos de supervisar las 
obligaciones de constitución y mantenimiento de las garantías actualizadas, como de la 
gestión patrimonial ordinaria a que diera lugar o, en su caso, de la disposición de los 
importes necesarios para hacer frente a las obligaciones garantizadas. El operador del 
sistema deberá llevar un registro en el que se incluirán, en epígrafes separados, los 
derechos y obligaciones relacionados con las citadas garantías.
El operador del sistema conservará en todo momento los documentos en que se 
formalicen las garantías constituidas mientras su titular tenga la condición de Sujeto de 
Liquidación.
Aun en el caso de ejecutar garantías, el operador del sistema dispondrá siempre de 
documentos de formalización de garantías para las obligaciones de pago devengadas y 
cuya liquidación aún no se haya efectuado.
A estos efectos, en la ejecución de garantías, el operador del sistema conservará  e.
siempre el original de las garantías presentadas, que podrá ser reducido en su importe  w.b
por el avalista en la parte de las garantías que haya sido ejecutada. 541ww
9. Garantía de operación básica
9.1  Periodo de riesgo cubierto por la garantía de operación básica.
El  periodo  de  riesgo  que  debe  cubrir  la  garantía  de  operación  básica  se 
corresponderá con el período de liquidación inicial más un incremento para considerar 
los días adicionales hasta el pago efectivo y los siguientes cuatro días necesarios para la 
formalización  de  nuevas  garantías  en  caso  de  incumplimiento  y  ejecución  de  las 
previamente existentes. En el caso de que el periodo de liquidación inicial sea quincenal, 
el periodo de riesgo será de 34 días.
9.2  Plazo de constitución y periodo de vigencia de la garantía de operación básica.
El operador del sistema calculará y comunicará a los Sujetos de Liquidación, antes 
del último día hábil de los meses de marzo, junio, septiembre y diciembre de cada año, la 
cuantía que deberán constituir los Sujetos por el concepto de garantía de operación 
básica exigida para el siguiente trimestre, sin perjuicio de la revisión diaria establecida en 
el apartado 11.
Los Sujetos de Liquidación deberán modificar la garantía constituida, conforme a lo 
exigido por el operador del sistema, durante los cuatro primeros días hábiles del mes que 
corresponda.
En  el  caso  de  que  el  operador  del  sistema  incremente  la  frecuencia  de  las 
liquidaciones  según  se  establece  en  el  apartado  6.1  del  Procedimiento  de 
Operación  14.1,  los  parámetros  establecidos  en  este  apartado  se  revisarán  en 
consonancia a los nuevos periodos de liquidación.
Cuando se produzcan cambios en los activos de los Sujetos de Liquidación, o bien 
se produzcan cambios regulatorios que afecten a los precios de compra o venta, la 
garantía de operación básica se revisará de acuerdo a estas nuevas condiciones, de 
modo que los valores históricos serán corregidos con arreglo al nuevo escenario para 
que representen fielmente las condiciones futuras esperadas.
El operador del sistema proporcionará información a los Sujetos sobre los datos 
mencionados en los apartados siguientes.
En todo caso, en el momento de formalizar las garantías, la vigencia deber ser, como 
mínimo, hasta la fecha prevista de presentación de la próxima revisión más un mes.
9.3  Determinación del importe de la garantía de operación básica exigida.
La  garantía  de  operación  básica  para  cada  trimestre  se  determinará,  de  forma 
general, para cada Sujeto de forma consolidada por el conjunto de actividades que 
realice en el Mercado y en los Despachos, del siguiente modo:
a)  Se formarán tres series, cada una de las cuales se iniciará el primer día del 
mismo mes del mismo trimestre del año anterior.
Cada serie estará constituida por un número de días, consecutivos, igual al periodo 
de riesgo definido en el apartado 9.1.
Se considerará el saldo neto deudor de los derechos de cobro y obligaciones de 
pago de la liquidación del operador del sistema de cada una de las tres series.
b)  Se seleccionará el mayor valor entre los tres valores anteriores.
c)  Alternativamente, aquellos Sujetos que deseen una actualización más frecuente 
del cálculo de la garantía de operación deberán solicitar por escrito, según el modelo que  s
el  operador  del  sistema  facilite,  que  se  les  someta  a  los  requerimientos  de  este  oe.
apartado 9.3.c) y que, por tanto, el cálculo de la garantía de operación se les realice  w.
sobre el segundo valor más alto de los tres valores mencionados en el apartado 9.3.a).  541ww
Lteonsd rSáunj eutnoas  rqeuveis iósne  dhea ygaanra natcíoag dideo o pae erasctaió na cbtáusailcizaa mcióáns  edset rigcatar aenntí alos  qmueá sr efsrpeecuctean tael 
seguimiento diario de las misma, según se estipula en el apartado 11.
d)  Si el valor seleccionado en los apartados 9.3.b) o 9.3.c) es inferior al valor mínimo 
establecido en el apartado 9.3.g), la garantía de operación básica será el valor mínimo.
e)  El Sujeto vendrá obligado a comunicar al operador del sistema los cambios 
previstos en su saldo neto deudor del trimestre siempre que su saldo neto deudor 
previsto supere el saldo neto deudor considerado en los apartados anteriores para el 
cálculo de la garantía de operación básica. En este caso la garantía de operación básica 
exigida se aumentará respecto a la calculada de forma general en la misma proporción 
en que aumente su saldo neto deudor.
f)  Se procederá de manera análoga si el Sujeto comunicase cambios previstos y 
justificados en su saldo neto deudor del trimestre que supongan una reducción mayor 
del 20% del saldo neto deudor considerado para el cálculo de la garantía de operación 
básica según los anteriores apartados. En todo caso, los Sujetos que se hayan acogido a 
esta actualización de garantías tendrán una revisión de garantía de operación básica 
más estricta en lo que respecta al seguimiento diario de las mismas, según se estipula 
en el apartado 11. Si en algún momento del trimestre, el saldo neto deudor supera el 
previsto por el Sujeto, éste no podrá solicitar en la siguiente revisión trimestral una 
reducción de la garantía respecto al cálculo inicial.
g)  En todo caso, la garantía de operación básica nunca se considerará inferior 
a 10.000 euros ni inferior, en el caso de Sujetos con unidades de producción, genéricas o 
importación,  a  la  suma  de  las  potencias  máximas  de  sus  unidades  de  producción 
peninsulares, genéricas y de importación multiplicadas por veinticuatro horas, por cuatro 
días y por el 10% del precio medio de desvíos por menor generación del último mes 
natural disponible. No se considerarán en este cálculo las potencias de instalaciones con 
derecho de cobro de incentivo a la inversión, de servicio de disponibilidad o integradas 
en zona de regulación.
La garantía de operación básica calculada según se establece en este apartado se 
redondeará al alza a un múltiplo de mil euros.
9.4  Garantía de operación básica inicial.
Los nuevos Sujetos de Liquidación deberán depositar previamente una garantía de 
operación básica inicial por un importe igual al mayor de los tres valores siguientes:
a)  la garantía de operación básica mínima establecida en el apartado 9.3.g);
b)  el importe resultante de multiplicar la previsión de adquisición de energía del 
Sujeto  para  consumidores  en  el  periodo  de  riesgo  definido  en  el  apartado  9.1 
multiplicada  por  el  coste  medio  final  liquidado  en  el  último  mes  natural  a 
comercializadores libres y consumidores directos del sistema eléctrico que corresponda 
más impuestos.
c)  en el caso de un nuevo Sujeto de Liquidación que inicia su actividad como 
responsable de los cobros y pagos de otros sujetos, la garantía de operación básica 
inicial será el saldo deudor de la Liquidación Inicial de los otros sujetos el día anterior al 
último día de cobros y pagos más impuestos.
La garantía de operación básica inicial se mantendrá como garantía de operación 
básica hasta que se disponga de los datos del año anterior necesarios para aplicar el 
apartado 9.3.a), sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 9.3.e).Si el nuevo Sujeto de 
Liquidación reinicia su actividad después de un periodo de baja se aplicará lo dispuesto 
en los párrafos anteriores.
10. Garantía de operación adicional w.
solicLitaa dgaa praonr tíeal  odpee roapdeorra dceiól ns isatdeimciao naa lt omdoesn slousa lS uy,j eteons  psaur ac alosso ,m  ienstreasm eenn squuael , nose sráe 
dispLoan ggaa rdaen tLíaiq udied aocpióenra Fciiónna l aDdeicfiinointiavla c.alculada según este apartado 10 se redondeará
al alza a un múltiplo de mil euros.
10.1  Plazo  de  constitución  y  periodo  de  vigencia  de  la  garantía  de  operación 
adicional.
El operador del sistema proporcionará información a los Sujetos sobre los datos 
mencionados en los apartados siguientes.
En  el  momento  de  formalizar  las  garantías,  éstas  no  podrán  ser  cesiones  de 
derechos de cobro y su vigencia deberá ser, como mínimo, de doce meses.
La solicitud de garantía de operación adicional mensual en el mes M tendrá lugar el 
primer día hábil posterior al cierre de la Liquidación Inicial Provisional Segunda del mes 
M-1 y los Sujetos deberán constituir la garantía solicitada en los cuatro días hábiles 
siguientes a la petición.
La garantía de operación adicional intramensual en el mes M se considerará en el 
cálculo del seguimiento diario al que se refiere el apartado 11 de este procedimiento, a 
partir del primer día hábil de la segunda quincena del mes M.
10.2  Determinación del importe de la garantía de operación adicional mensual.
El importe de garantía de operación adicional (GOA) exigida en el mes M por el 
conjunto de meses sin Liquidación Final Definitiva se calculará como suma de la garantía 
de operación adicional de cada uno de dichos meses sin Liquidación Final Definitiva:
GOA  = ∑  GOA
M m m
El importe de la garantía de operación adicional de cada mes m sin Liquidación Final 
Definitiva GOA  se calculará conforme a los apartados siguientes.
m
Los importes de las liquidaciones incluyen impuestos. El signo de los importes es 
positivo para saldos deudores y negativo para saldos acreedores. El valor GOA  será 
m
positivo o cero.
10.2.1  Meses cuya última liquidación facturada es la Liquidación Inicial Provisional 
Segunda (C2).
La determinación del importe de la garantía de operación adicional GOA  en los 
m
meses que no dispongan de Liquidación Intermedia Provisional se realizará del siguiente 
modo:
a)  Se tomará la serie formada por los últimos nueve meses con Liquidación Final o 
Intermedia publicada por el operador del sistema.
b)  Para cada Sujeto de Liquidación se calculará, para cada mes de la serie de 
nueve meses, el porcentaje P según la fórmula siguiente:
P = (LFI – LIC) / LIC
Donde:
LFI es el importe neto de la Liquidación Final o Intermedia consolidada del Mercado y 
de los Despachos, con la siguiente prelación en cada mes:
– Si el mes dispone de cierre de Liquidación Final Definitiva (C5) publicada, LFI 
tomará el valor del cierre de Liquidación Final Definitiva (C5) publicada;
– si el mes no dispone de cierre de Liquidación Final Definitiva publicada (C5), LFI 
tomará el valor del avance de Liquidación Final Definitiva (A5) publicada; e.e
– si el mes no dispone de avance de Liquidación Final Definitiva publicada (A5), LFI  b
tomará el valor del cierre de Liquidación Final Provisional publicada (C4); 541ww
toma–r ási  eel l vmaleosr  dneol  daivsapnocnee  ddee  Lciqieurirdea dceió nL iFquinidaal Pciróonv iFsiionnaal lP (rAo4v)is piounbalilc (aCd4a); publicada, LFI
toma–r sái  eell  vmaelosr  ndoe ld cisieproren ed ed eL iaqvuaidnaccei ódne  ILnitqeurmideadciiaó nP Froinvaisl ioPnroavl i(sCio3n) apl u(bAl4ic)a pduab;licada, LFI
–  si  el  mes  no  dispone  de  cierre  de  Liquidación  Intermedia  Provisional  (C3) 
publicada, LFI tomará el valor del avance de la Liquidación Intermedia Provisional (A3) 
publicada;
– si el mes no dispone del avance de la Liquidación Intermedia Provisional (A3) 
publicada, el mes no formará parte de la serie.
LIC es el importe neto de la Liquidación Inicial Provisional Segunda (C2) consolidada 
del Mercado y de los Despachos.
c)  Cada porcentaje P se ponderará por la cuota de la liquidación inicial del mes 
sobre las liquidaciones de todos los meses de la serie para obtener el porcentaje 
ponderado PPON:
PPON = P x LIC / ∑ LIC
d)  Se determinará el porcentaje P3 como el porcentaje P del mes con el tercer 
porcentaje PPON más alto de la serie de nueve meses, atendiendo a lo siguiente:
– Si P3 es inferior al 1% el valor de P3 será del 1%.
– Si LIC es cero en todos los meses de la serie, el valor de P3 será el 10%.
– Si no hay tres meses con LFI distinto de cero en la serie, el valor de P3 será 
el 10%.
e)  El importe de la garantía de operación adicional de cada mes m será:
GOA  = P3 x LIC
m
En caso de que el porcentaje P3 sea superior al 500%, el importe de la garantía de 
operación adicional de cada mes m será:
GOA  = min (P3 x LIC, máx (LFI – LIC))
m
Siendo máx (LFI – LIC) la máxima diferencia deudora entre la Liquidación Final o 
Intermedia y la Liquidación Inicial en la serie de nueve meses.
Si LIC es cero y el Sujeto de Liquidación no está dado de baja en el mes, el valor de 
GOA  será igual a la máxima diferencia deudora entre la Liquidación Final o Intermedia 
m
y la Liquidación Inicial en la serie de nueve meses:
GOA  = máx (LFI – LIC)
m
En todo caso, si el valor GOA  es menor que la garantía de operación adicional 
m
intramensual del mes calculada en el apartado 10.3, se tomará como valor GOA  el 
m
importe  de  la  garantía  de  operación  adicional  intramensual  del  mes  para  aquellos 
Sujetos de Liquidación a los que no se les haya aplicado la liquidación potestativa 
conforme a lo dispuesto en el apartado 6.6.1 del PO 14.1.
10.2.2  Mes con avance de la Liquidación Intermedia Provisional (A3) publicada no 
facturada.
El importe de la garantía de operación adicional en los meses en los que se dispone  e.e
de Liquidación Intermedia Provisional (A3) publicada no facturada será: b
GOAm = IMPA3C2
DesIpMaPchAo3sC e2n etrse  leal  advifaenrecnec diae  mlae Lnisquuaidl adceióund oIrnate nrmetead ciao nPsroolvidisaiodnaa dl e(Al 3M) eyr claa dLoiq yu iddaec ilóons 
Inicial Provisional Segunda (C2). Si la diferencia es acreedora, el importe GOAm será cero.
10.2.3  Meses  cuya  última  liquidación  facturada  es  la  Liquidación  Intermedia 
Provisional (C3) sin avance de la Liquidación Final Provisional publicada.
La determinación del importe de la garantía de operación adicional GOA  en los 
m
meses que dispongan de Liquidación Intermedia Provisional (C3) facturada y para los 
que no se haya publicado el avance de la Liquidación Final Provisional se realizará del 
siguiente modo:
a)  Se tomará la serie formada por los últimos cinco meses con Liquidación Final 
Definitiva (C5) publicada por el operador del sistema.
b)  Para cada Sujeto de Liquidación se calculará, para cada mes de la serie de cinco 
meses, el porcentaje PFPD según la fórmula siguiente:
PFPD = (LFD – LIP) / LIP
Donde:
LFD  es  el  importe  neto  consolidado  del  Mercado  y  de  los  Despachos  de  la 
Liquidación Final Definitiva (C5).
LIP es el importe neto consolidado del Mercado y de los Despachos de la Liquidación 
Intermedia Provisional (C3).
c)  Se determinará el porcentaje P3PF como el tercer porcentaje PFPD más alto de 
la serie de cinco meses. Si P3PF es inferior al 0,2% el valor de P3PF será el 0,2%. Si no 
hay tres meses con LFD distinto de cero en la serie, el valor de P3 será el 1,8%
d)  El importe de la garantía de operación adicional de cada mes m será:
GOA  = P3PF x LIP
m
Si LIP es cero y el Sujeto de Liquidación no está dado de baja en el mes, el valor de 
GOA  será igual a la máxima diferencia deudora entre la Liquidación Final Definitiva y la 
m
Liquidación Intermedia Provisional en la serie de cinco meses:
GOA  = máx (LFD – LIP)
m
10.2.4  Mes  con  avance  de  la  Liquidación  Final  Provisional  (A4)  publicada  no 
facturada.
El importe de la garantía de operación adicional en los meses en los que se dispone 
de Liquidación Final Provisional (A4) publicada no facturadaserá:
 
GOA  = IMPA4C3
m
IMPA4C3 es la diferencia deudora neta consolidada del Mercado y de los Despachos 
en el mes m entre el avance de la Liquidación Final Provisional (A4) y la Liquidación 
Intermedia Provisional (C3). Si la diferencia es acreedora, el importe de GOA  será cero.
m
10.2.5  Meses cuya última liquidación facturada es la Liquidación Final Provisional 
(C4) sin avance de la Liquidación Final Definitiva (A5).
La determinación del importe de la garantía de operación adicional GOAm para los  w.bo
meses en que se disponga de Liquidación Final Provisional (C4) facturada se realizará  541ww
caopmaraot)a  sdiogS u1ee0 :.c2a.3lc.ulará  el  valor  del  porcentaje  P3PF  del  mismo  modo  que  en  el  OE-A-2021-21able en https://
b)  La garantía de operación adicional será:
GOA  = P3PF x LIP – IMPC4C3
m
IMPC4C3 es la diferencia mensual neta deudora del Mercado y los Despachos, 
positiva o negativa, entre la Liquidación Final Provisional y la Liquidación Intermedia 
Provisional. Este valor será cero mientras el cierre de medidas denominado M+3 se 
realice en el mes M+3, conforme al apartado 6.3 del PO10.5.
Si LIP es cero y el Sujeto de Liquidación no está dado de baja en el mes, el valor de 
la GOA  será igual a la máxima diferencia deudora entre la Liquidación Final Definitiva 
m
(C5)  y  la  Liquidación  Intermedia  Provisional  (C3)  en  la  serie  de  cinco  meses  del 
apartado 10.2.3, menos la diferencia mensual entre la Liquidación Final Provisional y la 
Liquidación Intermedia Provisional:
GOA  = máx (LFD-LIP) – IMPC4C3
m
10.2.6  Mes  con  avance  de  la  Liquidación  Final  Definitiva  (A5)  publicada  no 
facturada.
El importe de la garantía de operación adicional en los meses en los que se dispone 
de Liquidación Final Definitiva (A5) publicada no facturadaserá:
 
GOA  = IMPA5C4
m
IMPA5C4 es la diferencia deudora neta consolidada del Mercado y de los Despachos 
en el mes m entre el avance de la Liquidación Final Definitiva (A5) y la Liquidación Final 
Provisional (C4). Si la diferencia es acreedora, el importe de GOA  será cero.
m
10.2.7  Cambio  de  Sujeto  de  Liquidación  de  comercializadores  o  consumidores 
directos.
Si un Sujeto de Liquidación es el nuevo Sujeto de Liquidación de comercializadores o 
consumidores directos con histórico de liquidaciones en los nueve meses de la serie del 
apartado  10.2.1.a),  los  cálculos  de  los  apartados  anteriores  se  realizarán  con  la 
liquidación  agregada  del  Sujeto  de  Liquidación  y  de  los  comercializadores  y 
consumidores directos en los nueve meses.
10.2.8  Sujetos con Liquidación Potestativa.
El cálculo de la garantía de operación adicional para Sujetos de Liquidación con 
Liquidación Inicial Potestativa se realizará de acuerdo a los apartados anteriores. A 
efectos del cálculo del porcentaje P3 se calcularán dos porcentajes:
– Porcentaje P3A: se calculará según el apartado 10.2.1 considerando solamente los 
meses de la serie de nueve meses definida en el apartado 10.2.1.a) sin Liquidación 
Inicial Potestativa.
– Porcentaje P3B: se calculará según el apartado 10.2.1 considerando solamente los 
meses de la serie de nueve meses definida en el apartado 10.2.1.a) con Liquidación 
Inicial Potestativa. Si no existen tres meses con Liquidación Inicial Potestativa, el valor 
P3B será la media de los valores 1,8% y 10% ponderados, respectivamente, por la cuota  e.
del programa trimestral de los clientes de tipo 1,2 y 3 por la cuota del programa trimestral  w.b
del resto de clientes. 541ww
Para  aquellos  meses  cuya  última  liquidación  facturada  es  la  Liquidación  Inicial 
Provisional Segunda (C2), el cálculo del importe GOA  de acuerdo al apartado 10.2.1.e) 
m
se realizará sustituyendo el P3 por:
– Porcentaje P3A si el mes m es un mes sin Liquidación Inicial Potestativa.
– Porcentaje P3B si el mes m es un mes con Liquidación Inicial Potestativa.
El mínimo valor de P3 del apartado 10.2.1.c) a aplicar a los meses con Liquidación 
Inicial Potestativa será del 0,5% si el consumo mensual con Liquidación Potestativa del 
Sujeto de Liquidación es superior al 90% de su consumo total mensual.
10.3  Garantía de operación adicional intramensual por actividades de adquisición 
de energía para consumidores dentro del sistema eléctrico español.
10.3.1  Información  necesaria  para  el  cálculo  de  la  garantía  de  operación 
intramensual.
El operador del sistema calculará el importe de la garantía de operación adicional 
intramensual utilizando la siguiente información:
– Relación  de  todos  los  puntos  de  suministro  (CUPS)  del  comercializador  o 
consumidor directo en el primer día del mes M comunicada al operador del sistema por 
los distribuidores con el mismo calendario establecido en el apartado 8.7 del P.O. 10.5 
«Cálculo del Mejor Valor de energía en los Puntos Frontera y Cierres de Energía del 
Sistema de Información de Medidas Eléctricas».
– Medida agregada mensual de los puntos de suministro (CUPS) del comercializador 
o consumidor directo en el mismo mes del año anterior comunicada al operador del 
sistema por los distribuidores de acuerdo a lo dispuesto en el apartado 8.8 y, en su caso, 
en los apartados 8.9 y 8.11 del P.O. 10.5 «Cálculo del Mejor Valor de energía en los 
Puntos Frontera y Cierres de Energía del Sistema de Información de Medidas Eléctricas»
– Potencia contratada en el primer día del mes M de los puntos de suministro 
(CUPS) del comercializador o consumidor directo que no estuvieran dados de alta el 
mismo mes del año anterior comunicada al operador del sistema por los distribuidores 
con el mismo calendario establecido en el apartado 8.7 del P.O. 10.5 «Cálculo del Mejor 
Valor de energía en los Puntos Frontera y Cierres de Energía del Sistema de Información 
de Medidas Eléctricas».
10.3.2  Determinación del importe de la garantía de operación intramensual.
Cada día hábil a partir del día 15 del mes M, el operador del sistema calculará el 
importe de la garantía de operación adicional intramensual a los Sujetos de Liquidación 
según la siguiente fórmula redondeada al alza a un múltiplo de mil euros:
GOAIM = (EEST – EPRDA) x PROS
GOAIM es la garantía de operación adicional intramensual.
EEST es el consumo de energía estimado de todos los puntos de suministro (CUPS) 
asignados al Sujeto de Liquidación el primer día del mes M. Los puntos de suministro del 
Sujeto de Liquidación son los puntos de suministro asignados a los comercializadores y 
consumidores directos cuya liquidación ante el operador del sistema es responsabilidad 
del Sujeto de Liquidación. e.
Los valores de GOAIM, EEST, EPRDA y PROS se calcularán para el periodo entre el  w.b
primer día del mes M y el día anterior al día en que se realiza el cálculo. 541ww
asigE–n laE odnpoeesrr gaeídla o ptrro idmtaeel l mrs idesídtaei dmdaea el  cnma leeclsu  mlMairs áma el olS  vmuajeelostro  d EdeEel S aLTñioq c uoaidmnatoec risióounrm ,d ape r doloerrs:a pteuandtoas p doer  seul mnúinmisetrroo   OE-A-2021-21able en https://
de días entre el primer día del mes M y el día anterior al día en que se realiza el cálculo.
– Energía estimada de acuerdo al apartado 79.7.b) del Real Decreto 1955/2000, de 1 
de  diciembre,  por  el  que  se  regulan  las  actividades  de  transporte,  distribución, 
comercialización,  suministro  y  procedimientos  de  autorización  de  instalaciones  de 
energía eléctrica, para aquellos puntos de suministro asignados el primer día del mes M 
al Sujeto de liquidación que no estuvieran dados de alta el mismo mes del año anterior.
EPRDA es la suma del programa de adquisición de energía en el periodo entre el 
primer día del mes M y el día anterior al día en que se realiza el cálculo y de los desvíos 
liquidados en ese periodo de los comercializadores y consumidores directos asignados al 
Sujeto de Liquidación el primer día del mes M, descontando la energía por órdenes de 
reducción de potencia.
PROS es el precio medio de la liquidación ante el operador del sistema. En el 
sistema peninsular se calculará como:
PROS  = suma del precio medio mensual en el periodo entre el primer día del 
península
mes M y el día anterior al día en que se realiza el cálculo de la liquidación peninsular del 
operador del sistema a comercializadores libres y consumidores directos, excluidos los 
desvíos, y del precio medio aritmético de desvíos por mayor consumo para el mismo 
periodo.
En los territorios no peninsulares se calculará como:
PROS  = precio medio mensual en el periodo entre el primer día del mes 
no peninsulares
M y el día anterior al día en que se realiza el cálculo de la liquidación del sistema aislado 
a comercializadores libres y consumidores directos.
Si el valor obtenido para GOAIM según lo anterior es negativo, GOAIM será igual a 
cero.
El operador del sistema publicará los datos anteriores a los Sujetos de Liquidación 
con garantía intramensual.
11. Revisión de la garantía de operación exigida (básica y adicional) como 
consecuencia del seguimiento diario de las mismas
Para  el  cálculo  del  importe  de  las  garantías  exigidas  que  en  cada  momento 
correspondan, el operador del sistema podrá verificar en cualquier momento que la 
garantía aportada por el Sujeto de Liquidación cubre el importe total de las obligaciones 
de  pago  devengadas  y  no  abonadas.  Para  realizar  este  seguimiento  de  forma 
transparente, el operador del sistema pondrá diariamente a disposición de los Sujetos, a 
través de la aplicación informática del operador del sistema, la siguiente información:
a)  Las garantías constituidas por el Sujeto.
b)  Las obligaciones de pago menos los derechos de cobro devengados hasta la 
fecha, más las garantías de operación adicional mensual y, en su caso, intramensual, 
exigida según el apartado 10.
c)  El valor porcentual del valor obtenido en el apartado b) respecto de las garantías 
constituidas que se indican en el apartado a.
d)  El  valor  de  la  garantía  constituida  que  teóricamente  no  está  cubriendo  ni 
obligaciones de pago menos derechos cobrados, ni la garantía por operación adicional 
exigida, ni la garantía excepcional exigida, que determinará la garantía disponible.
e)  Una estimación del número de días de obligaciones de pago que pueden ser  e.
cubiertos por la garantía disponible. Para dicha estimación se utilizará la media diaria de  w.b
las obligaciones de pago devengadas en los últimos diez días naturales. 541ww
cinaslctaSurliáa e dal oln  Súsuemjgeeútrono   dedele  a Ldpiíqaaursti adcdaaoclci ócun)l a eadslo  as suuempgeeúrnniot ore  lao al  rpoeacphroteasndictoaió  epn)o  dere sc  giienanfretaorni,o tería la so  spdieeertl eas diogo uer iled pneotl ersc imsetnoetdmaojae:   OE-A-2021-21able en https://
Las  nuevas  garantías  exigidas  se  calcularán  conforme  a  lo  establecido  en  el 
apartado 9.3, tomando el nuevo volumen de las compras en el Mercado o en los 
Despachos si la insuficiencia se debe a un aumento de las compras, y tomando como 
base  el  valor  económico  de  las  obligaciones  de  pago  de  la  semana  anterior  si  la 
insuficiencia se debe a un aumento de precios respecto al considerado en el cálculo 
original o a otra causa. En cualquier caso, el importe de aumento o reposición de 
garantías será como mínimo igual al monto de garantías necesarias para cumplir con lo 
estipulado en el párrafo anterior, aumentado en un 20%, y redondeado al alza a un 
múltiplo de mil euros.
Para aquellos Sujetos de Liquidación que se hayan acogido a una actualización de 
garantías más frecuente en los términos de los apartados 9.3.c) y 9.3.f), los parámetros 
de 7 días y 80% serán de 14 días y 60%, respectivamente.
El Sujeto de Liquidación deberá constituir la garantía exigida antes de las 14:00 
horas del tercer día hábil posterior a la petición de aumento o reposición de garantías. 
Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 13, el segundo incumplimiento de este plazo 
en un mismo mes implicará que el seguimiento diario pasará a realizarse con los 
parámetros de 14 días y 60%.
12. Cesión de cobros
12.1  Cálculo de los derechos de cobro que se pueden ceder a terceros.
Los cobros que un Sujeto de Liquidación puede ceder a otro Sujeto y que se 
considerarán válidos para la constitución de garantías, los calculará el operador del 
sistema en las mismas fechas y para el mismo periodo en que calcule las garantías que 
deben constituir los Sujetos deudores, de la forma siguiente:
a)  En el caso de que un Sujeto comunique al operador del sistema que desea 
realizar cesión de cobros a otro Sujeto, se le calculará la cantidad máxima que puede 
ceder  como  la  suma  acreedora  de  los  saldos  de  sus  derechos  de  cobro  y  sus 
obligaciones de pago en el período de días consecutivos en los que se ha calculado el 
valor de las obligaciones deudoras para el cálculo de las garantías del Sujeto receptor de 
la cesión, según el apartado 9.3.
b)  En el caso de que un Sujeto comunique al operador del sistema que desea 
realizar  cesión  de  cobros  a  varios  Sujetos,  una  vez  calculadas  individualmente  las 
garantías que deben prestar los Sujetos, se calcularán las correspondientes al conjunto 
de los Sujetos receptores de la cesión de cobros determinando la cuantía y el período de 
días correspondiente de la forma indicada en el apartado 9.3. Los cobros que puede 
ceder el Sujeto como garantía al conjunto de Sujetos se calcularán, para el periodo 
determinado en el punto anterior, como si de un Sujeto individual se tratara.
Si los cobros a ceder no cubrieran la suma de las garantías exigidas de forma 
individual a cada uno de los Sujetos, éstos deberán constituir la garantía que falte 
mediante cualquier otro de los instrumentos establecidos en apartado 7. A efectos de 
determinar la cantidad que falta se repartirán los cobros a ceder según el orden de 
precedencia que comunique el Sujeto cedente, o, en su defecto, en proporción a las 
obligaciones deudoras de los Sujetos receptores.
12.2  Cesión de derechos de cobro como consecuencia del seguimiento diario de 
las garantías e.
Si en el seguimiento diario de las garantías de un Sujeto, según está previsto en el  541ww
alapsa grtaardaon t1í1a,s  sceo dnesttietucitdaa qsu, ey  soetr od aSnu ljaesto c icrocumnusntaicnac isaus  dpeasrae oe xdieg irc eadl Seruleje tsou se l daeurmecehnotos  ddee 
cpoebrirood, os aec tluea lc.alcularán los que le resulten acreditados y pendientes de cobro en el
13. Criterios de actuación frente a los incumplimientos
13.1  Incumplimiento de las obligaciones de pago.
En el caso de que algún Sujeto de Liquidación incumpliera en todo o en parte, 
cualquiera de sus obligaciones de pago derivadas de su actividad en el Mercado o en los 
Despachos, el operador del sistema ejecutará con la máxima diligencia y con la mayor 
brevedad  las  garantías  constituidas,  a  fin  de  asegurar  el  cumplimiento  de  las 
obligaciones del Sujeto incumplidor.
La falta de prestación de esta garantía, su falta de aceptación por el operador del 
sistema  por  considerarla  insuficiente  o  inadecuada,  o  su  falta  de  mantenimiento  y 
actualización,  podrá  ser  causa  de  suspensión  de  la  participación  del  Sujeto  en  el 
Mercado y en los Despachos.
En estos casos, el operador del sistema podrá acordar la suspensión provisional del 
Sujeto incumplidor como Sujeto de Liquidación, participante en el Mercado y en los 
Despachos,  y  la  suspensión  provisional  de  los  sujetos  de  cuya  liquidación  sea 
responsable, dando cuenta de ello a la CNMC y al Ministerio.
Lo anterior se entenderá sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones de pago 
derivadas de la actividad del Sujeto de Liquidación en el Mercado o en los Despachos.
Asimismo, en atención a las circunstancias que concurran, y que así lo justifiquen, la 
falta de prestación de esta garantía, su falta de aceptación por el operador del sistema 
por considerarla insuficiente o inadecuada, o su falta de mantenimiento y actualización, 
podrá ser entendida como el incumplimiento del requisito de capacidad económica, de 
acuerdo con la normativa vigente.
13.2  Insuficiencia  de  las  garantías  e  incumplimiento  de  las  obligaciones  de 
constitución, aumento o reposición de garantías
Cuando como consecuencia de la ejecución de garantías, por ser éstas insuficientes 
conforme a los apartados 9, 10 y 11, por expirar o ser insuficiente su plazo de vigencia, o 
como consecuencia del incumplimiento de las obligaciones de constitución, aumento o 
reposición de garantías en los plazos previstos en los apartados 9, 10 y 11, o por 
cualquier otra razón, las garantías no fueran válidas o fueran insuficientes, el operador 
del sistema requerirá al Sujeto de Liquidación en cuestión para que reponga su garantía 
en el plazo de dos días hábiles. Si el riesgo es superior a la cobertura de las garantías o 
si transcurrido este plazo la garantía no hubiera sido repuesta, el operador del sistema 
podrá  acordar  su  suspensión  provisional  como  Sujeto  de  Liquidación,  Sujeto  del 
Mercado  y  de  los  Despachos  y  la  suspensión  provisional  de  los  sujetos  de  cuya 
liquidación sea responsable. Asimismo, transcurrido el plazo indicado para la reposición 
de garantías, cualquier nota de abono derivada de cualquier liquidación o reliquidación 
posterior, será retenido como garantías hasta la reposición de la garantía exigida.
Lo anterior se entenderá sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones de pago 
derivadas de la actividad del Sujeto de Liquidación en el Mercado o en los Despachos.
Una vez acordada la suspensión, se dará cuenta de ello a la CNMC y al Ministerio.
La falta de constitución, de reposición o de actualización por parte de un Sujeto de 
Liquidación  de  cualquiera  de  las  garantías  previstas  en  estos  Procedimientos  de 
Operación se entenderá como una orden de liquidación de todas las transacciones en 
que haya intervenido el mismo, a todos los efectos, por lo que el operador del sistema, 
en caso de acordar la suspensión del Sujeto, podrá proceder a realizar una liquidación 
excepcional en los términos establecidos en el PO 14.1. e.
13.3  Situación concursal de un Sujeto de Liquidación. 541ww
sciosntecEmunra se all p, codadesrboáe  dreáex  icgqoiurmlee u ununicn aSar ulojge adtorea  dninetím aL eiqdcuoiaimdtoap claeiólm noe pneetnartarriadaro ar e od  eienl scstliuussvteoiem rapa o.e dEnr lá u onpaaec orsariddtuaoarrc  dióseunl    OE-A-2021-21able en https://
suspensión provisional como Sujeto del Mercado y de los Despachos. Una vez acordada
la suspensión, se dará cuenta de ello a la CNMC y al Ministerio. Una vez acordada la 
suspensión  provisional,  el  operador  del  sistema  podrá  realizar  una  liquidación 
excepcional en los términos establecidos en el PO 14.1. En todo caso, no se admitirán 
altas de Sujetos de Mercado o de Despachos ni de Sujetos de Liquidación que se 
encuentren en situación concursal.
13.4  Incumplimiento prolongado en el pago.
En  el  supuesto  de  que  se  produzca  un  incumplimiento  prolongado  de  las 
obligaciones de pago por parte de un Sujeto de Liquidación, que no resulte cubierto por 
las garantías constituidas por dicho Sujeto, el operador del sistema se dirigirá contra él 
judicialmente o por cualquier otro medio admitido en el ordenamiento jurídico. El Sujeto 
incumplidor vendrá obligado a pagar los descubiertos, con sus intereses, y todos los 
daños y perjuicios causados.
A estos efectos, se considera que se produce un incumplimiento prolongado de las 
obligaciones de pago por parte de un Sujeto si transcurriesen dos días hábiles desde la 
fecha en que el pago fuere exigible sin que se haya realizado.
13.5  Incumplimientos de Sujetos de Liquidación responsables de la liquidación de 
comercializadoras o consumidores directos.
Si los incumplimientos descritos en este apartado 13 corresponden a un Sujeto de 
Liquidación  responsable  de  la  liquidación  de  empresas  comercializadoras  o 
consumidores directos, el operador del sistema informará al Ministerio a efectos de lo 
dispuesto en el artículo 47 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, y 
en su normativa de desarrollo. Asimismo, informará a la CNMC a los efectos oportunos.
14. Garantía para acreditar la capacidad económica de un Sujeto de Liquidación
14.1  Garantía mínima para acreditar la capacidad económica.
Cada día hábil, el operador del sistema calculará la garantía mínima para acreditar la 
capacidad  económica  de  los  Sujetos  de  Liquidación  que  tienen  asignados  puntos 
frontera de consumidores. Esta garantía será el mayor de los tres importes siguientes:
a)  la garantía exigida por la suma de las garantías de operación básicas, garantía 
de  operación  adicional  y  garantías  excepcionales.  En  el  caso  de  los  Sujetos  de 
Liquidación de comercializadores de referencia, se descontará la suma de las garantías 
anteriores correspondiente a la actividad de comercialización de referencia, calculadas 
como si el comercializador de referencia fuera su Sujeto de Liquidación exclusivo.
b)  la garantía exigida por seguimiento diario.
c)  la garantía por el consumo de energía de los CUPS asignados que se calculará 
conforme a lo dispuesto en el apartado siguiente.
Cada día hábil, el operador del sistema verificará la capacidad económica de cada 
Sujeto  de  Liquidación  y  la  calificará  positivamente  si  las  garantías  depositadas, 
excluyendo  en  su  caso,  las  correspondientes  a  la  actividad  de  comercializador  de 
referencia, son iguales o superiores al mayor de los tres importes anteriores. A efectos 
de la verificación, solamente se considerarán las garantías depositadas con vigencia 
mínima hasta el último día del mes M+12.
En caso de que su capacidad económica no sea calificada positivamente, el Sujeto  e.
de Liquidación dispondrá de un plazo de 7 días naturales para depositar las garantías  w.
exigidas. Si el primer día hábil posterior al séptimo día natural el Sujeto de Liquidación no  541ww
hcoan ddiecpióons idtaed Sou jleatso  dgea rLainqtuíaidsa, csióen ,c Sounjseitdoe draerlá M  qeurcea dtioe nye d es ulossp eDnedsipdaac hpoasr caia llomse enfteec tosus 
edset ein scuojreptoor asre gnuuieráv ocso nssuemrvinainstdroo sl ad ceo cnusyidoesr adceiósvní odse  sSeu jheatog ad ere Lsipqounidsaacbiólen. , Ndoe l oMbesrtacandteo,   BOE-A-cable e
y de los Desvíos al respecto de las obligaciones propias de la cartera de clientes que 
mantiene, cartera de clientes para la que tal consideración de Sujeto de Liquidación, del 
Mercado y de los Desvíos no se considerará suspendida por el motivo de la suspensión 
parcial antes mencionada relativa a los nuevos CUPS.
La suspensión parcial de un Sujeto de Liquidación supondrá también la suspensión 
parcial de todos los comercializadores y consumidores directos de los que sea su Sujeto 
de Liquidación, excepto de los comercializadores de referencia.
Conforme a lo dispuesto en el PO 10.5, el operador del sistema pondrá a disposición 
de los distribuidores la relación de comercializadores suspendidos parcialmente para 
que, a partir del día siguiente, no tramiten el alta de nuevos CUPS asignados a estos 
comercializadores  mientras  persista  la  suspensión  parcial  del  comercializador  para 
incorporar nuevos suministros.
El  operador  del  sistema  no  podrá  dar  de  alta  CUPS  a  consumidores  directos 
mientras persista la falta de capacidad económica de su Sujeto de Liquidación.
14.2  Cálculo de la garantía por el consumo de energía de los CUPS asignados.
a)  Los  distribuidores  deberán  remitir  al  operador  del  sistema  la  siguiente 
información  para  todas  las  comercializadoras,  excluidas  las  comercializadoras  de 
referencia:
− Los CUPS asignados a cada comercializadora desde las 00:00 del primer día de 
cada mes M del año A.
− Cada día D, los CUPS asignados a cada comercializadora durante el mes hasta 
dos días antes (D-2) con la fecha de inicio de la asignación desde las 00:00.
− Cada día D, los CUPS desasignados a cada comercializadora durante el mes 
hasta dos días antes (D-2) con la fecha de inicio de la asignación desde las 00:00.
b)  El operador del sistema determinará los mismos datos del apartado anterior para 
los CUPS de consumidores directos en mercado.
c)  Con la información anterior, el operador del sistema calculará diariamente, para 
cada Sujeto de Liquidación, la energía mensual total consumida (EMMA), en todo el mes 
M del año A-1, en los CUPS que tiene asignados el día i del mes M del año A. Este 
cálculo  se  realizará  separadamente  para  el  sistema  peninsular  y  cada  territorio  no 
peninsular.
d)  La garantía por el consumo de energía de los CUPS asignados a cada Sujeto 
(EMMA), se calculará diariamente, de forma separada para el sistema peninsular y para 
cada territorio no peninsular, según la fórmula siguiente:
GMCUPS = (GMCUPSC2 + GMCUPSC3) x (1 + Impuestos)
donde:
El término GMCUPSC2 es la parte de la garantía mínima para dar cobertura a una 
liquidación inicial mensual que estaría pendiente en caso de impago:
GMCUPSC2 = PorcC2 x PreLiqC2 x Cminor x EMMA
El término GMCUPSC3 es la parte de la garantía mínima para dar cobertura a las 
liquidaciones intermedias mensuales que estarían pendientes en caso de impago: es
GMCUPSC3= Nmeses x (1- PorcC2) x (PreLiqC2 + PreDesvio) x Cminor x EMMA 541ww
donde:
de la–  LPiqourcidCa2c ieósn  eInl iccoiacli ePnrtoev,i seionntrael  lSa eegnuenrdgaía ( Cco2n) sdueml imdae sli qmuáidsa dreac ieenn tbea crroans  lidqeu icdeanctiróanl   BOE-A-cable e
C3 y la energía mensual medida en punto frontera de ese mes; se calculará de forma 
separada para cada Sujeto en el sistema peninsular y en cada territorio no peninsular. Si 
el cociente es mayor que uno, se tomará el valor uno. Si no existen datos para calcular el 
cociente anterior, se tomará el valor 0,85.
El  operador  del  sistema  podrá  aplicar  el  valor  del  PorcC2  del  Sujeto  del  que 
proceden de forma significativa los CUPS de un Sujeto si éste es inferior al del Sujeto 
entrante. Este valor se aplicará durante un periodo Nmeses. El operador del sistema 
comunicará a la CNMC los casos donde se haya aplicado lo dispuesto en este párrafo.
En caso de fusiones o reorganizaciones societarias, el valor PorcC2 será el del 
menor de los valores de PorcC2 de los BRP de origen y destino.
– PreLiqC2 es el cociente de los importes liquidados a todas las comercializadoras 
libres y consumidores directos, excepto los importes correspondientes a desvíos, entre la 
energía liquidada en el cierre de la Liquidación Inicial Provisional Segunda (C2) del mes 
M-2. Se calculará de forma separada para el sistema peninsular y para cada territorio no 
peninsular.
– PreDesvio es la media aritmética del precio del desvío a bajar en el cierre de la 
Liquidación Inicial Provisional Segunda (C2) del mes M-2.
– Nmeses es la suma del número de meses (Nliqmed) pendientes de la liquidación 
de los desvíos con medidas cuando se agotan las garantías depositadas para cubrir 
impagos  y  del  número  de  meses  (Ntraspaso)  posteriores  hasta  que  se  ejecuta  el 
traspaso forzoso conforme a lo previsto en la normativa vigente.
El valor de Ntraspaso será de 1 mes o el que se establezca normativamente.
– Cminor es el margen inferior de descenso del consumo respecto al mismo periodo 
del año anterior. Su valor será 0,90.
– Impuesto es el porcentaje de impuestos que corresponda a cada territorio (IVA, 
IGIC o IPSI).
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. s
2. Ámbito de aplicación, referencias y definiciones 541www.
2.1  Ámbito de aplicación.
el mEesrtcea dporo c(PeMdim), iae nltoos  essu djeeto asp dlicea cliqióunid aalc oiópne rraedsopro dnesal bsilsetse mdeal  yb aal alonsc ep a(BrtiRciPp,a pnoter ss euns 
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 
electricidad» definido en el artículo 1 de la Circular 3/2019 como el integrado por el 
conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energía y de otros servicios 
relacionados con el suministro de energía eléctrica.
De acuerdo con establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector 
Eléctrico, y en el Reglamento (UE) 2017/2195, de la Comisión, de 23 de noviembre 
de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico, el mercado 
mayorista  de  electricidad  se  estructura  en  mercados  a  plazo,  organizados  y  no 
organizados, mercado 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. s
«Participante  en  el  mercado»:  persona  física  o  jurídica  que  está  generando,  w.
comprando o vendiendo electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor  541ww
dinec lulaid ap alrat iceimpaisciióónn  daec tióvrad ednee sla d ed enmeagnodcaia coió nse, revnic iuonso d oe  vaalmrioasc ednea mlosie nmtoe rcdaed oesn edreg íala, 
ealretíccturilcoi d2a dde, l eRnetgrela melelonst o lo(Us Em) 2e0rc1a9d/9o4s3 .de  la  energía  de  balance.  Definición  25)  del  BOE-A-cable e
«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.
«Unidad de programación (UP)»: es la unidad elemental por medio de la cual se 
establecen los programas de energía en el mercado mayorista de electricidad definidos 
en el procedimiento de operación 3.1.
«Programas  de  intercambio  transfronterizos  de  producto  RR»  o  «Programas  de 
intercambio RR»: programas de intercambio establecidos como energía de balance del 
producto de reservas de sustitución (Replacement Reserves, RR por sus siglas en 
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  bo
de decimales en los que se realice la asignación o medición de energía en cada caso y  541ww
hastba.  unL amsá mximagon ditued teress d dee pcoimteanlecsia. se entenderán expresadas en MW con el número de
hdaesctima aulne sm eánxi mloos  dqeu etr esse d reecaimlicael elsa. asignación o medición de potencia en cada caso y
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 
través de los siguientes productos:
(a)  Producto de reserva de sustitución «Replacement Reserve» (RR).
(b)  Regulación terciaria. Se corresponde con el futuro producto de balance «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:
DCRRu = ∑  ERRSu × PMRR
q
donde:
ERRSu = Energía activada del producto RR a subir por a la unidad 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.
En caso de aplicación del mecanismo de salvaguarda contemplado en el PO 3.3, el 
valor PMRR será calculado de acuerdo con lo establecido en el apartado 9 de este 
procedimiento. s
b)  En  el  caso  de  ofertas  activadas  por  razones  de  control  de  flujo  de  las  w.b
interconexiones, la energía activada será valorada al precio de la oferta de activación de  541ww
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:
DCRRSCFu = ∑  ERRSCFu × máx (PMRR, POFRRSu)
q
donde:
ERRSCFu = Energía activada a subir del producto RR a la unidad u por razones de 
control de flujo en la interconexión.
POFRRSu = Precio cuartohorario de la oferta activada del producto RR a la unidad 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:
OPRRu = ∑  ERRBu × PMRR
q
donde:
ERRBu = Energía activada a bajar del producto RR a la unidad u.
PMRR = Precio marginal cuartohorario del producto RR.
En el caso de que el PMRR sea negativo, la activación dará lugar a un derecho de 
cobro.
En caso de aplicación del mecanismo de salvaguarda contemplado en el PO 3.3, el 
valor PMRR será calculado de acuerdo con lo establecido en el apartado 9 de este 
procedimiento.
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 inferior al precio marginal del producto RR en 
el  sistema  peninsular  español.  La  obligación  de  pago  se  calcula  según  la  fórmula 
siguiente:
OPRRBCFu = ∑  ERRBCFu × mín (PMRR, POFRRBu)
q
donde:
ERRBCFu = Energía activada a bajar del producto RR a la unidad u por razones de 
control de flujo en la interconexión.
POFRRBu = Precio cuartohorario de la oferta activada del producto RR a la unidad u 
por razones de control de flujo en la interconexión.
En el caso de que máx (PMRR, POFRRBu) sea negativo, la activación dará lugar a 
un derecho de cobro.
5.3  Asignación del sobrecoste por activación de ofertas por razones de control de 
flujo en las interconexiones. s
El sobrecoste ocasionado por la activación de ofertas por razones de control de flujo  w.b
de las interconexiones, SCRRCF, se anotará, para cada hora, en la cuenta del operador  541ww
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 = ∑  ERRSCFu × (POFRRSu - PMRR) + ∑  ERRBCFu × (PMRR - POFRRBu)
q q
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:
DCTERu = ETERSu × PMTERS
donde:
ETERSu = Energía terciaria asignada a subir a la unidad 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 
el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
6.2  Regulación terciaria a bajar.
a)  La asignación de energía de regulación terciaria energía a bajar da lugar a una 
obligación de pago para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
OPTERu = ETERBu × PMTERB
donde:
ETERBu = Energía terciaria asignada a bajar a la unidad 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. e
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:
DCSECz = ESECSz × PMSECS × CATS
donde:
CATS = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a subir, en caso contrario, 
CATS será igual a 1,15.
ESECSz  =  Energía  de  regulación  secundaria  a  subir  aportada  por  la  zona  de 
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:
OPSECz = ESECBz × PMSECB × CATB
Donde:
CATB = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a bajar, en caso contrario 
CATB será igual a 0,85.
ESECBz  =  Energía  de  regulación  secundaria  aportada  a  bajar  por  la  zona  de 
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
El cumplimiento del saldo neto de las asignaciones de energía de balance RR y 
terciaria se verificará de forma agregada para cada zona de regulación y de forma 
agregada para las unidades de programación con asignación de energía de balance RR 
y energía terciaria del mismo BSP no pertenecientes a zona de regulación.
8.1  Incumplimiento de asignación neta de energía de balance RR y terciaria a subir.
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: es
OPEINCLEBALSz,s = EINCLEBALSz,s x abs(PBALz,s) x 0,2 541ww
donde:
EINCLEBALSz,s = Energía incumplida de asignación neta de energía de balance RR
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 II, 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 
unidades de programación del BSP, o del BSP, se refieren a los saldos de sus unidades 
de programación con asignación neta a bajar 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 bajar.
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  e.
en tiempo real. Si en la hora la zona de regulación o el BSP tienen saldo neto a bajar de  w.
energía  de  restricciones  en  tiempo  real  se  considerará  que  ha  sido  asignada  con  541ww
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 II, 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 27 de 
este procedimiento.
9. Liquidación en caso de anomalías de los sistemas de información
En caso de anomalías de los sistemas de información que puedan afectar a los 
precios resultantes de la activación de ofertas en las plataformas europeas de energía de 
balance,  el  operador  del  sistema  podrá  aplicar  un  mecanismo  de  salvaguarda 
contemplado en el correspondiente procedimiento de operación.
En estos casos, con carácter excepcional, el operador del sistema calculará el precio 
de la correspondiente asignación de energía de balance como el valor medio aritmético 
de  los  precios  marginales  de  las  asignaciones  del  mismo  producto  en  el  sentido 
correspondiente en el mismo periodo de programación en todos los días del último mes 
inmediato anterior.
El operador del sistema informará a la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia sobre los hechos y circunstancias de la anomalía, así como del precio 
calculado de acuerdo con el párrafo anterior, a la mayor brevedad posible. El operador 
del sistema aplicará en la liquidación un precio distinto del calculado con la fórmula de 
referencia prevista en el párrafo anterior cuando esté debidamente justificado y así se lo 
requiera la CNMC.
Las diferencias económicas que se deriven de dicho ajuste se financiarán con cargo  e
a las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español. bo
ENERGÍA DE BALANCE INTERCAMBIADA ENTRE TSO
10. Intercambios internacionales de energía de balance
10.1  Intercambios transfronterizos de energía de balance del producto RR entre 
sistemas eléctricos.
Los intercambios transfronterizos de energía de balance del producto RR entre 
sistemas que realice el operador del sistema se valoraran al precio indicado en los 
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.
10.1.1  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.
En caso de aplicación del mecanismo de salvaguarda contemplado en el PO 3.3, el 
valor PMRR será calculado de acuerdo con lo establecido en el apartado 9 de este 
procedimiento.
10.1.2  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.
En caso de aplicación del mecanismo de salvaguarda contemplado en el PO 3.3, el 
valor PMRR será calculado de acuerdo con lo establecido en el apartado 9 de este 
procedimiento.
10.2  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  e.e
valorados al precio indicado en los apartados siguientes. b
Se realizará una anotación horaria en la cuenta del operador del sistema a efectos de  541ww
su liquidación de acuerdo con lo establecido en el PO14.6.
10.2.1  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
Donde:
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.
10.2.2  Intercambio de energía de balance en sentido exportador.
Si el intercambio transfronterizo de energía tiene sentido exportador, se anotará una 
obligación de pago que se calculará mediante la fórmula siguiente:
OPEINi = ∑ (EEINi x PIN)
i
Donde:
EEINi,b = Energía de exportación 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
11. Liquidación del desvío del BRP
El periodo de liquidación de los desvíos es horario. Los términos de las fórmulas de 
este apartado se entenderán referidos a valores de una hora.
En cada hora, se realizará una única anotación a cada BRP por la liquidación del 
desvío por su actividad de generación y de su consumo en una unidad de liquidación 
específica para cada BRP.
11.1  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 13.2. 
El derecho de cobro se calculará con la fórmula siguiente:
DCDESV  = DESV  x PDESVS
brp brp
11.2  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 13.2. La obligación de pago se calculará con la fórmula siguiente: es
OPDESVbrp = DESVbrp x PDESVB 541ww
11.3  Desvío cero del BRP.
Si el desvío d calculado para el BRP es cero, el importe económico será cero.
12. Cálculo del desvío de cada BRP
Cada  BRP  tendrá  una  posición  final  de  todas  sus  unidades  de  programación, 
excluidas las unidades genéricas y portfolio, para el cálculo de la energía del desvío.
El desvío de cada BRP (DESV ) es la diferencia entre la medida asignada al BRP y 
brp
la suma de su posición final y del ajuste del desvío.
DESV  = MEDBC  – (POSFIN  + AJUDSV )
brp brp brp brp
donde:
MEDBC  = Medidas en barras de central del BRP.
brp
POSFIN  = Posición final del BRP.
brp
AJUDSV  = Ajuste del desvío del BRP.
brp
12.1  Medida en barras de central de un BRP.
La medida MEDBC  en barras de central de un BRP es la suma de las medidas 
brp
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 II.
12.2  Posición final de un BRP.
Cada BRP tendrá una posición final para la determinación de la energía del desvío.
La posición final POSFIN  de un BRP es la suma de la energía programada de 
brp
cada una de las unidades de programación de generación y 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  = Σ  PHFC(u,brp) + Σ  IT(u,brp)
brp u u
12.3  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 de generación y de consumo y de las zonas de regulación 
asignadas al 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).
AJUDSV = ∑  EB(u,brp) + ∑  EB(z,brp) + ∑  ERTR(u,brp)
brp  u z u
12.4  Sentido del desvío de un BRP.
El desvío de un BRP en cada hora podrá ser:
(a)  Desvío a subir, tiene signo positivo, su sentido es de mayor generación o menor 
consumo.
(b)  Desvío a bajar, tiene signo negativo, su sentido es de menor generación o 
mayor consumo. es
13. Precios de los desvíos 541ww
enerEglí apsre dceio b daelal ndcees dvíeo  reseserárv uan d ep rreecciou púenraiccoió on  dduea flr eecnu ecnacdiaa  h(FoRraR )d eapcetivnaddieansd eon d dei clhaas 
hora.
En caso de que en una hora no se hayan activado energías de balance FRR o solo 
se hayan activado energías FRR en un sentido, subir o bajar, o, habiéndose activado en 
los dos sentidos, el volumen de energías FRR activadas en el sentido minoritario sea 
inferior al 2% de las energías FRR activadas en el sentido mayoritario, el precio del 
desvío será un precio único para todos los desvíos. A este respecto, se considerará 
sentido mayoritario, subir o bajar, el sentido en el que se haya activado un mayor 
volumen de energías de balance FRR.
En caso de que en una hora se hayan activado energías de balance FRR en los dos 
sentidos, subir y bajar, y no se cumpla la condición de proporción del párrafo anterior, el 
precio del desvío será un precio dual, diferente según el sentido del desvío.
13.1  Desvío total del sistema.
A efectos de determinar el desvío total del sistema (DTS), se calculará el saldo neto 
horario 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.
− Ppor intercambios transfronterizos por energía RR.
− Por intercambios transfronterizos del proceso de compensación de desequilibrios 
(IN).
DTS = - [Σu, (ΣqERRSu + ΣqERRBu) + (ΣqERRSCFu + ΣqERRBCFu) + Σu(ETERSu
+ETERBu) + Σz (ESECSz+ESECBz) + Σi (EIITBi + EEITBi) + Σi (EIINi + EEINi)]
El desvío total del sistema podrá ser:
(a)  Desvío a subir, con signo positivo, cuando la necesidad neta del sistema ha sido 
de energía de balance a bajar.
(b)  Desvío a bajar, con signo negativo, cuando la necesidad neta del sistema ha 
sido de energía de balance a subir.
(c)  Nulo: cuando no ha habido necesidad neta del sistema.
13.2  Precio único de desvíos.
El precio del desvío será único para todos los desvíos, subir y bajar, si en la hora no 
se han activado energías de balance FRR o sólo se han activado energías FRR en un 
sentido,  subir  o  bajar,  o,  habiéndose  activado  en  los  dos  sentidos,  el  volumen  de 
energías FRR activadas en el sentido minoritario es inferior al 2% de las energías FRR 
activadas en el sentido mayoritario. En este último caso, a los efectos de determinar el 
precio aplicable de acuerdo con los siguientes supuestos, no se considerará la energía 
en sentido minoritario:
(a)  Si sólo se han activado energías de balance RR y FRR a subir, el precio del 
desvío se calculará como:
PDESVbrp = PBALSUB
Siendo PBALSUB el precio medio ponderado de las energías de balance RR y FRR  e.
a  subir  activadas  a  los  BSP  del  sistema  eléctrico  peninsular  y  de  otros  TSOs,  w.b
descontando  la  energía  de  balance  activada  para  necesidades  de  otros  TSO,  541ww
preroddouncdteoa dRoR  ae sd oesl  qdueec imreasluelsta.  Edel  imvaploorrater  tcoodrare lsap oenndeiregníate n ae tala  aa cstuivbairc aiól np rdeec ioof emrtaarsg idneall 
ddee l cpornotdroulc dtoe  RfluRjo,  iennd elap einntdeirecnotneemxeiónnte. de que la oferta se hubiera activado por razones
(b)  Si sólo se han activado energías de balance RR y FRR a bajar, el precio del 
desvío se calculará como:
PDESVbrp = PBALBAJ
Siendo PBALBAJ el precio medio ponderado de las energías de balance a bajar 
activadas a los BSP del sistema eléctrico peninsular y de otros TSOs, descontando la 
energía  de  balance  activada  para  necesidades  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.
(c)  Si se han activado energías de balance RR en sentido contrario al sentido de las 
energías  de  balance  FRR,  o  se  han  activado  energías  de  balance  RR  en  ambos 
sentidos, el precio del desvío se calculará según el sentido del desvío total del sistema:
i.  Si el desvío del sistema es a bajar (negativo), el precio del desvío se calculará 
como:
PDESVbrp = PBALSUB
ii.  Si el desvío del sistema es a subir (positivo), el precio del desvío se calculará 
como:
PDESVbrp = PBALBAJ
(d)  Si no se han activado energías de balance RR ni FRR en ningún sentido, el 
precio del desvío será igual al valor de la activación evitada calculado de acuerdo con el 
apartado 13.4.
Para cada periodo de programación, la energía de balance RR activada será el saldo 
neto de las energías de balance RR activadas en el periodo.
13.3  Precio dual de desvíos.
El precio del desvío será diferente según el sentido del desvío, subir o bajar, si en 
una hora se han activado energías de balance FRR a subir y a bajar, y el volumen de 
energías FRR activadas en el sentido minoritario es mayor o igual al 2% de las energías 
FRR activadas en el sentido mayoritario:
(a)  El precio de desvíos a subir se calculará como:
PDESVSbrp = PBALBAJ
(b)  El precio de desvíos a bajar se calculará como:
PDESVBbrp = PBALSUB
13.4  Valor de la activación evitada.
El valor de la activación evitada es un precio de referencia que se calculará para  s
cada hora donde no se haya producido activación de energías de balance ni de RR ni de  oe.
FRR en ningún sentido. w.
Este valor se calculará como el valor medio aritmético entre el mínimo precio de las  541ww
oefneerrtagsía sa  dseu bbiar ldaen ceen RerRg íeans  ddiec hbaa hlaonrcae. RR y el máximo precio de las ofertas a bajar de
sistePmaara e eléllcot riscóol oe sspea ñteonl dar álan p elanta cfoornmsaid edrea bciaólna nlcaes  doefel prtraosd uecntvoi aRdRa.s por los BSPs del  BOE-A-cable e
14. Liquidación de desvíos no asignados a un BRP
14.1  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 13 que sea aplicable realizándose una 
anotación en una cuenta de compensación horaria para su liquidación de acuerdo con lo 
establecido en el PO 14.6.
En cada hora se sumarán los desvíos internacionales con los sistemas eléctricos de 
Marruecos y de Andorra:
DIR = ∑frint DIRfrint
donde:
DIRfrint = Desvío internacional en la frontera 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
14.2  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 27 de este procedimiento.
14.3  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 14.1 y 14.2 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 = DesvΔƒ x PCCFR + DesvPrp x PDesvPrp
El desvío intencionado es la suma de los desvíos por contención de la frecuencia, 
DesvΔƒ, 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 
una componente dependiente del desvío de frecuencia del área síncrona continental 
europea. Este precio se calcula conforme a lo establecido en las normas CCFR.
IMPNOINTEN = DesvNoInt x PCCU
El desvío no intencionado es la diferencia entre la medida y el programa más el 
desvío intencionado.
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.
14.4  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 13 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
14.5  Desvío por descuadre en los programas en las interconexiones. e.
La diferencia de energía entre los programas comunicados por el operador del  541ww
mla ePrclaatdaofo qrmuea  adfee cCtao an trloasta icnitóenr cCamonbtiionsu ac oEnu orotrpoesa s icsotemmoa rse ys ueltla pdroo gdrea mlaas  retrcainbsidaoc cdieosndees 
rqeuaeli zsaedaa asp leicna belle m ails smeon tisdeo  vcaolrorerasrpáo nadl ipernetcei od ed elal  ddiefesrveínoc eias.tablecido en el apartado 13
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 
Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento 
del mercado mayorista de electricidad y de la gestión de la operación del sistema. Se 
procederá de igual forma con el saldo horario que resulte en la interconexión con 
Portugal.
14.6  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
15. 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 27.
V.  LIQUIDACIÓN DE LA RESERVA DE BALANCE
16. Banda de regulación secundaria
16.1  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:
BANu = Banda de regulación secundaria asignada a la unidad 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.
16.2  Variación de la banda de regulación secundaria por el funcionamiento de la 
regulación secundaria en tiempo real.
16.2.1  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 
una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:
OPOFFz = OFFz × PMBAN × KI
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.
TOFFz = Ciclos en «off» de la zona de regulación z, con excepción de aquellos que 
lo estén por indicación del operador del sistema.
TRCP = Número de ciclos activos de la regulación secundaria en la hora.
16.2.2  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:
DCRRSz = RRSz × PMBAN × KB
siendo:
RRSz = (RRSPz + RRBPz) / TRCP
donde:
PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.
KB  =  Coeficiente  de  bonificación  que  será  igual  que  el  coeficiente  KI  del 
apartado 16.2.1.
RRSPz = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a subir 
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.
RRBPz = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a bajar 
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.
16.2.3  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:
OPRRIz = RRIz × PMBAN × KI
siendo:
RRIz = (RRSNz + RRBNz) / TRCP
donde:
PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.
KI  =  Coeficiente  de  incumplimiento  que  será  igual  que  el  coeficiente  KI  del 
apartado 16.2.1.
RRSNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a subir 
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.
RRBNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a bajar 
puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada  s
obtenido  para  los  ciclos  en  que  la  zona  de  regulación  está  en  activo,  inactivo  o  oe.
emergencia. 541www.
16.3  Coste de la banda de regulación secundaria.
cobrEol  yc oobstlieg adceio nlae sb adned paa gdoe  dree glousla acpióanr tasdeocsu n1d6a.1ri ay  1s6e.r2á. la suma de los derechos de
El coste de la banda de regulación secundaria (CFBAN) se liquidará a la demanda 
(CFBANDEM) y a los BRP en proporción a su desvío (CFBANDES).
El coste de la banda de regulación secundaria asignado a la demanda CFBANDEM 
se integrará en el coste horario de los servicios de ajuste del sistema que se liquidará a 
la demanda según el apartado 27.
En el caso de la liquidación del coste de la banda de regulación secundaria asignado 
a los BRP CFBANDES, se realizará una única anotación por BRP.
VI.  LIQUIDACIÓN DE LA SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS
17. 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.
18. Energía programada en el proceso de restricciones técnicas del Programa Diario 
Base de Funcionamiento (PDBF)
18.1  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:
DCERPVPVOSu,b = ERPVPVOSu,b × POPVPVOSu,b + NACCC  × PACH
u u
donde:
ERPVPVOSu,b = Energía a subir del bloque b de oferta simple de la unidad u 
asignada en fase 1.
POPVPVOSu,b = Precio ofertado correspondiente a oferta simple para el bloque b 
de 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.
18.2  Restricciones técnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de venta con 
oferta compleja.
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del 
PDBF con utilización de la oferta compleja dará lugar a un derecho de cobro de la unidad 
u que se calcula según la fórmula siguiente: e.e
DCERPVPVOCu = ERPVPVOCu × POPVPVDIAu+ DCACCOCu 541ww
donde:
ERPVPVOCu = Energía a subir de la unidad u, en aplicación de la oferta compleja.
POPVPVDIA   =  Precio  aplicable  para  todas  las  horas  del  día  resultante  de  la 
u
aplicación de la oferta compleja y obtenido del siguiente modo:
POPVPVDIAu = mín (IMPPVPu, IMPPHFCu) / ∑h ERPVPVOCu,h
DCACCCu = Derecho de cobro por arranques de turbinas de gas por cambios 
requeridos en el modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje, donde:
DCACCCu = NACCCu × PACHu
Siendo IMPPVPu e IMPPHFCu los ingresos diarios de la unidad u que resultarían de 
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:
IMPPVPu = NAFu,pvp × PAFu + NACu,pvp × PACu + NHESu,pvp × PHCu + ERPVPu × 
PECu
donde:
NAFu,pvp = Número de arranques diarios en frío programados en PDVP.
PAFu = Precio del arranque en frío en la oferta compleja.
NACu,pvp = Número de arranques diarios en caliente programados en PDVP
PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.
NHESu,pvp = Número de horas diarias con energía a subir para la resolución de 
restricciones técnicas del PDBF con utilización de la oferta compleja
PHCu = Precio por hora en la oferta compleja.
ERPVPu = Energía diaria a subir para la resolución de restricciones técnicas del 
PDBF con utilización de la oferta compleja.
PECu = Precio por energía en la oferta compleja.
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.
IMPPHFCu = NAFu,phfc × PAFu + NACu,phfc × PACu + NHRu,phfc × PHCu + 
PHFCu,phfc × PECu - IMDCBMI
donde:
NAFu,phfc = Número de arranques diarios en frío programados en PHFC
PAFu = Precio del arranque en frío en la oferta compleja
NACu,phfc = Número de arranques diarios en caliente programados en PHFC
PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja
NHRu,phfc = Número de horas diarias con PHFC mayor que cero
PHCu = Precio por hora en la oferta compleja
PHFu,phfc = Energía diaria del PHFC en el día s
PECu = Precio por energía en la oferta compleja oe.
ddreiiaasrrtiirIooMic  cdDyie oCc nlBoaenM set rIdnaueet olr= gsP í SDabu BidlmaFet.ael  rPadDleeB siF,n ,g cyrae ldcseuolls as ddaoiladsro ipo dosi ra ervinoa  llodaresal  ctmiróeensr  capa rdpimore eicnriatorsa  mdhiaaorrrigaois,n  adelen  d laee ll  fammseeerr cc2aa dddoeo    2021-21541n https://www.
La  energía  del  mercado  intradiario  continuo  se  valorará  al  precio  marginal  del 
mercado diario. Si IMDCBMI < 0, entonces IMDCBMI = 0
Si IMPPHFCu < 0, entonces IMPPHFCu = 0
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.
18.3  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:
DCERPVPVMERu = ERPVPVMERu × 1,15 × PMD si PMD>=0
DCERPVPVMERu = ERPVPVMERu × 1,15 × PMED si PMD<0
donde:
ERPVPVMERu = Energía redespachada a subir por restricciones técnicas del PDBF 
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.
18.4  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:
DCERPVPCu = ERPVPCu × PMD
donde:
ERPVPCu  =  Energía  a  subir  redespachada  para  la  resolución  de  restricciones 
técnicas del PDBF de la unidad de compra u.
18.5  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
donde: s
ERPVPVBu = Energía a bajar redespachada para la resolución de restricciones  w.b
técnicas del PDBF de la unidad de venta u. 541ww
18.6  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 18.1 y 18.2 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:
OPEINCPVPu = EINCPVPu × (PMEDPVPSu - PMD) si PMEDPVPSu> PMD
DCEINCPVPu = EINCPVPu × (PMEDPVPSu - PMD) si PMD > PMEDPVPSu
donde:
EINCPVPu = Energía incumplida a subir en fase 1 de la unidad u descontando el 
incumplimiento motivado por energía a bajar por restricciones en tiempo real.
PMEDPVPSu = Precio medio ponderado de toda la energía programada a subir para 
la resolución de restricciones técnicas del PDBF en la fase 1 de la unidad u.
La energía incumplida se calcula según la fórmula siguiente:
EINCPVPu = máx [ - ERPVPu, mín (0, MEDRTR - PVP) ]
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 II.
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.
18.7  Energía retirada por congestión en frontera internacional.
La energía retirada del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) a las  o
unidades de venta o adquisición de transacciones asociadas a un contrato bilateral con  541www.
eencotrneógma icfías iaclag upnoar. congestión en frontera internacional no darán lugar a liquidación
18.8  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:
DCERECOOSSu,b = ERECOOSSu,b × POECOSu,b
donde:
ERECOOSSu,b = Energía del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en 
fase 2.
POECOSu,b = Precio de la oferta simple de energía a subir del bloque b de la unidad 
u, para el proceso de resolución de restricciones técnicas.
18.9  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:
DCERECOSu = ERECOSu × 0,85 × PMD si PMD>=0
OPERECOSu = ERECOSu × 1,15 × PMD si PMD<0
donde:
ERECOSu = Energía a subir a la unidad u en fase 2, sin oferta disponible.
18.10  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:
DCERECOSOSu = ERECOSOSu × 0,85 × PMD si PMD >=0
OPERECOSOSu = ERECOSOSu × 1,15 × PMD si PMD < 0
donde:
ERECOSOSu = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta presentada.
18.11  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, 
dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
DCERECOMERSu = ERECOMERSu × 1,15 × PMD si PMD>=0
DCERECOMERSu = ERECOMERSu × 1,15 × PMED si PMD<0
donde:
ERECOMERSu = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta disponible.
PMED = Valor medio aritmético del precio marginal horario resultante del mercado 
diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
18.12  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:
OPERECOOSBu,b = ERECOOSBu,b × POECOBu,b
donde:
ERECOOSB u,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple de la unidad u 
asignada en fase 2.
POECOB u,b = Precio de la oferta de energía a bajar del bloque b de la unidad u, 
para el proceso de resolución de restricciones técnicas.
18.13  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:
OPERECOSOBu = ERECOSOBu × 1,15 × PMD si PMD>=0
DCERECOSOBu = ERECOSOBu × 0,85 × PMD si PMD<0
donde:
ERECOSOBu  =  Energía  a  bajar  en  fase  2  a  la  unidad  de  venta  u,  sin  oferta 
presentada.
18.14  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:
OPERECOMERBu = ERECOMERBu × 0,85 × PMD si PMD>=0
DCERECOMERBu = ERECOMERBu × 1,15 × PMD si PMD<0
donde:
ERECOMERBu = Energía asignada a bajar a la unidad u, sin oferta disponible.
18.15  Coste de las restricciones técnicas del PDBF.
El coste de las restricciones técnicas del PDBF (SCPVP) se calcula como la suma de 
todos los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 18.1 a 18.14. Si la 
suma es positiva existirá un coste, si es negativa un ingreso.
El coste SCPVP se integrará en el coste horario agregado de los servicios de ajuste 
del sistema que se liquidará a la demanda según el apartado 27.
19. Restricciones técnicas en tiempo real
19.1  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:
DCERTROSu,b = ERTROSSu,b × POSSu,b+ NACCC  × PACH
u u
donde:
ERTROSSu,b = Energía a subir del bloque b de la oferta simple de la unidad u por 
solución de restricciones en tiempo real.
POSSu,b = Precio de la oferta simple a subir para el bloque de energía b.
19.2  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: e.
DCERTROCu = ERTROCSu x POCHORAu 541ww
EDRCTARCOCCOSCuu  ==  NEAnCeCrgCíau  ×p rPoAgCraHmuada  a  subir  a  en  la  hora  a  la  unidad  u  por
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   +  PECu  × 
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.
ERTROCSD = Energía programada a subir por restricciones en tiempo real en el día 
con oferta compleja
19.3  Restricciones técnicas en tiempo real a subir sin oferta.
El derecho de cobro por la energía asignada sobre unidades que no han presentado 
oferta o que han agotado la oferta existente, se calcula según la fórmula siguiente:
DCERTRMERu = ERTRMERSu × 1,15 × PMD si PMD>=0
DCERTRMERu = ERTRMERSu × 1,15 × PMED si PMD<0
donde:
ERTRMERSu  =  Energía  programada  a  subir  a  la  unidad  u  por  solución  de 
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.
19.4  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 19.1 y 19.2 utilizando el 
número y tipo de arranques efectivamente realizados.
En  el  caso  de  que,  en  todas  las  horas  con  energía  programada  a  subir  por  e.e
restricciones en tiempo real, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la  b
energía programada descontando la energía de balance RR y de regulación terciaria a  541ww
abnatjaerr,i osr.e mantendrán los derechos de cobro calculados y revisados según el párrafo
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, MBCu - máx (PHFC +TGB, 0) +ERTROCS)
u u u     
donde:
MBCu = Medida en barras de central, según se establece en el Anexo II.
TGB = Suma de energía de balance RR y de regulación terciaria a bajar.
ERTROCSu = Energía programada a subir en la hora a la unidad u por restricciones 
en tiempo real.
PORHORA =  Precio  horario  medio  de  la  energía  programada  a  subir  por 
u 
restricciones en tiempo real.
19.5  Restricciones técnicas en tiempo real a bajar con oferta presentada para el 
proceso de solución de restricciones.
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:
OPERTROSu,b = ERTROSBu,b × POSBu,b
Donde:
ERTROSBu,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple a bajar de la unidad 
u por solución de restricciones en tiempo real.
POSBu,b = Precio de la oferta simple a bajar para el bloque de energía b.
19.6  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:
OPERTRMERu = ERTRMERBu × 0,85 × PMD si PMD >=0
DCERTRMERu = ERTRMERBu × 1,15 × PMD si PMD <0
donde:
ERTRMERBu  =  Energía  programada  a  bajar  a  la  unidad  u  por  solución  de  bo
restricciones en tiempo real, sin oferta aplicable. 541ww
19.7  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:
OPERTRBucb = 0,7 × (ERTROSBu,b + ERTRMERBu) × PMD si PMD >=0
19.8  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 19.1 a 19.7 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 27.
20. 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:
a)  Intercambio en sentido importador:
– Derecho de cobro en la cuenta del operador del sistema por el importe acordado 
con el operador del sistema vecino.
– 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 27.
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 18 y 19.
VII.  LIQUIDACIÓN DE OTROS CONCEPTOS
21. 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  e.e
los derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores y el importe de la energía del  w.b
intercambio valorada al precio marginal del mercado diario. 541ww
SEil  lcao ssutem pao er sl opso sinittievrac aemxisbtiiorás  udne  caopsotyeo,  sci oens  pnreegcaioti veas teaxbisleticráid ou nS iCngIAre sseo .integrará en
esel gcúons teel  haopraarrtaiod od e2 7lo.s servicios de ajuste del sistema que se liquidará a la demanda
22. 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 27.
23. 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
ua ua
donde:
ERSINT  = Energía elevada a barras de central de la reducción de consumo horario 
ua
debida a las órdenes de reducción de potencia a consumidores integrados en la unidad ua.
PMD = Precio marginal del mercado diario.
24. Fallo de programación de las unidades de programación genéricas
24.1  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.
24.2  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.
25. Liquidación de las unidades de programación del enlace entre el sistema eléctrico 
peninsular y el sistema eléctrico balear
25.1  Modificaciones del programa posteriores al mercado intradiario.
Las modificaciones en el programa de las unidades de programación del enlace  oe.
posteriores al mercado intradiario se liquidarán al precio del mercado diario. w.
dSeArLeLDcahOso LsaI Qnd oeat la qccuiooebn resoes   yha anoctbeel ririgoearfeecrsioe nnfeocsiram  edanerá  enpl  aapgpaoar rtteea ndd oeu 1ln 5as. alhdoor ar eqsuuelt adnetete rdmeli naconn jeuln tsoa lddeo   2021-21541n https://ww
25.2  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  13  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 15.
25.3  Efectos en la liquidación de Baleares.
Los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en los apartados 25.1 
y 25.2, 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.
26. 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 
de potencia, se liquidará según lo establecido en el anexo III de dicho real decreto.
VIII.  LIQUIDACIÓN DE COSTES A LA DEMANDA
27. Coste horario agregado de los servicios de ajuste del sistema y del servicio de 
interrumpibilidad
27.1  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.
27.2  Coste horario del servicio de interrumpibilidad (CSINT).
El coste fijo mensual de la liquidación del servicio establecido en al artículo 13.3.a)  bo
de la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo  541ww
rceopmaprteirtáit ivcoo mdeo  acsoisgtnea hcioórna rdioe le sne rpvriocpioo rdceió gne ast ilóan d deem laan ddeam eann dbaa rdraes i ndtee rrcuemntpraibl ileidna dca, dsea 
hora.
27.3  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, MBCua.
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:
OPCSAua = -CDEM × MBCua / ∑ua MBCua
Si CDEM es negativo se liquidará un derecho de cobro:
DCCSAua = -CDEM × MBCua / ∑ua MBCua
Siendo MBCua la energía horaria medida en barras de central de la unidad de 
programación ua calculada según el Anexo II.
27.4  Publicación del desglose horario del coste agregado.
En el caso de consolidación de importe horarios, el operador del sistema publicará el 
desglose horario en porcentaje del valor de CDEM que corresponde a cada uno de los 
conceptos del apartado 27.1 y al apartado 27.2.
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 y 
,u,s
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 ) ) b
u,s u,s u,s u,s  w.
bajaSdr,oT anGsdSieg :nua,sd =a  aS alald uon nideatdo  ua  dseulb BirS dPe s l.a energía de balance RR y terciaria, a subir y a  OE-A-2021-21able en https://
EREFSu,s = PHFCu,s + SRTRSu,s + STGSu,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 y 
u,s
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.
EINCLEBALBu,s = - mín ( - STGBu,s, máx (0, MBCu,s - EREFBu,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
u  s u,s u u,s
ANEXO II
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, MBC  de las unidades de comercializadores y de las unidades de 
ua
consumidores directos se calculará con la fórmula siguiente:
MBCua = ƩpaƩnt [MPFCua,pa,nt x (1+CPERREALpa,nt)] b
dMoPnFdCeu:a,pa,nt = Suma de las medidas de la energía consumida en la hora en los puntos
dfriorenctetora u ad ec ocno npseuamjei ddoer easc cdees ola p au nyi dnaivde ld dee  pterongsrióanm natc. ióEns ted evla cloorm seerrcái anleizgaadtoivro o. consumidor  BOE-A-cable e
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:
PERTRA = Pérdidas horarias medidas en la red de transporte.
PERDIS = Pérdidas horarias medidas en todas las redes de distribución.
PEREXP = Pérdidas horarias asignadas a todas las unidades de exportación.
PERN = ƩuaƩpaƩnt (MPFCua,pa,nt x CPERNpa,nt).
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 
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 demanda de un BRP, MBC , se calculará con la 
brp
fórmula siguiente:
MBC  = PHL  + SALDOENE  + MBCliqpot,
brp brp brp brp
Donde:
SALDOENE  = SALDOENE x PHL  / Ʃ  PHL
brp brp brp brp
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.
PHL  = Suma del programa horario de liquidación de las unidades de adquisición 
brp
para demanda del BRP, excluida la cuota del programa correspondiente al consumo en  es
barras de central de los clientes de tipo 1, 2 y 3 de las unidades a las que se ha aplicado  bo
la liquidación potestativa del BRP establecida en el PO 14.1. 541ww
y lasS mALeDdiOdaEsN dEibsrppo =n iAbsleigsn eanc ibóanr raals B dReP c ednetl rsaal lSdAo LdDeO eEnNerEg.ía liquidada de los programas
paraM dBeCmliaqnpdoat, bdrpe l= B MRPed cidoan  lliiqquuiiddaadciaó ne np obtaersrtaasti vdae  sceegnútnra al paa lratas duon 6id.a6d deesl  PdeO  a1d4q.1u.isición
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 + CPERfrint)
uexp uexp
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.
CPERfrint = Coeficiente de pérdidas de la tarifa general de acceso de alta tensión 
para la frontera internacional frint.  El valor aplicable, en caso de que sean de aplicación 
las pérdidas, será el que corresponda al nivel de tensión «mayor de 145 kV» excepto en 
la interconexión con Andorra que será, en caso de que sean de aplicación, el que 
corresponda al nivel de tensión «mayor de 72,5 y no superior a 145 kV». En las fronteras 
con los países con los que se haya firmado acuerdo de reciprocidad el valor será cero.
f.  La  medida  de  las  unidades  de  programación  genéricas  y  unidades  de 
programación porfolio es cero.
ANEXO II (bis)
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, MBC  de las unidades de comercializadores y de las unidades de 
ua
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  s
puntos frontera de consumidores de la unidad de programación del comercializador o  oe.
consumidor directo ua con peaje de acceso pa y nivel de tensión nt. Este valor será  w.
negativo. 541ww
acceCsPoR pRaE eAnL npiave,nl odte = t eCnsoieófnic nietn.te de liquidación horario para consumos con peaje de
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:
PERTRA = Pérdidas horarias medidas en la red de transporte.
PERDIS = Pérdidas horarias medidas en todas las redes de distribución.
PEREXP = Pérdidas horarias asignadas a todas las unidades de exportación.
PERN = ƩuaƩpaƩnt (MPFCua,pa,nt x CPERNpa,nt).
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 
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 demanda de un BRP, MBC , se calculará con la 
brp
fórmula siguiente:
MBC  = PHL  + SALDOENE  + MBCliqpot
brp brp brp ,brp
Donde:.
SALDOENE  = - SALDOENE x PHL  / Ʃ  PHL  + EENOADQ
brp brp brp brp brp
EENOADQ  = EENOADQ  x PHL  / PHL
brp brp,mes brp brp,mes
EENOADQ  = min (0, Cminor x EMMA  – PHL ).
brp,mes brp,mes brp,mes
Si PHL  es cero, EENOADQ  = EENOADQ  / (n.º horas del mes).
brp,mes brp brp,mes
SALDOENE  =  MBCprod  +  MBCimex  +  MBCliqpot  +  PHLdemresto  +  Ʃ
brp 
EENOADQ .
brp
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.
PHLbrp = Suma del programa horario de liquidación de las unidades de adquisición  es
para demanda del BRP, excluida la cuota del programa correspondiente al consumo en  oe.
barras de central de los clientes de tipo 1, 2 y 3 de las unidades a las que se ha aplicado  w.
lPar oliqvPuisHiidoLanbcrapiól, mPne rspi mo=te erSsaut asmteivaráa   mldaee sln uBsmuRaaPl   dedeselt  aPlboHlseL cPidHaL  deBenR  Pleo lsd P e1O 5u  1pn4r i.mB1R.erPo. s Ednía sla d eLli qmueidsa.ción Inicial  2021-21541n https://ww
SALDOENEbrp = Asignación al BRP dBeRl Psaldo de energía liquidada de los programas
y las medidas disponibles en barras de central SALDOENE.
MBCliqpot  = Medida liquidada en barras de central a las unidades de adquisición 
,brp
para demanda del BRP con liquidación potestativa según apartado 6.6 del PO 14.1.
Cminor = El coeficiente de minoración de la energía consumida en el mismo mes del 
año anterior, establecido en el P.O.14.3.
EMMA  = La energía medida en los puntos frontera de consumidores del BRP 
brp,mes
en el mismo mes del año anterior. Se calculará como la media aritmética de la energía 
EMMA definida en el P.O. 14.3 calculada cada día. En la Liquidación Inicial Provisional 
Primera será la parte proporcional de 15 días sobre el total de días del mes. En el caso 
de BRP con unidades con liquidación potestativa, se descontará la medida en punto 
frontera liquidada a estas unidades; si EMMA > 0,se consideraráEMMA = 0.
brp,mes      brp,mes 
EENOADQ  = Estimación de la energía mensual no adquirida del BRP.
brp,mes
En las fórmulas anteriores, los valores de unidades de generación y de importación 
son positivos, y los valores de unidades de adquisición y de exportación son negativos.
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 + CPERfrint)
uexp uexp
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.
CPERfrint = Coeficiente de pérdidas de la tarifa general de acceso de alta tensión 
para la frontera internacional frint.  El valor aplicable, en caso de que sean de aplicación 
las pérdidas, será el que corresponda al nivel de tensión «mayor de 145 kV» excepto en 
la interconexión con Andorra que será, en caso de que sean de aplicación, el que 
corresponda al nivel de tensión «mayor de 72,5 y no superior a 145 kV». En las fronteras 
con los países con los que se haya firmado acuerdo de reciprocidad el valor será cero.
f.  La  medida  de  las  unidades  de  programación  genéricas  y  unidades  de 
programación porfolio es cero.