BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 21 Martes 25 de enero de 2022 Sec. III.   Pág. 9586
III. OTRAS DISPOSICIONES
COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS
Y LA COMPETENCIA
1183 Resolución  de  13  de  enero  de  2022,  de  la  Comisión  Nacional  de  los 
Mercados y la Competencia, por la que se aprueba un nuevo procedimiento 
de operación 3.11 y se modifica el procedimiento de operación 3.2 para 
desarrollar un sistema de reducción automática de potencia.
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.
Tabla de contenido.
I.  Antecedentes de hecho.
II.  Fundamentos de Derecho.
Primero.  Habilitación competencial para aprobar estos procedimientos.
Segundo.  Síntesis de la modificación de los procedimientos de operación que se 
aprueba mediante la presente resolución.
Tercero.  Consideraciones sobre el sistema de reducción automática de potencia.
Tercero.1  Oportunidad de la propuesta del operador del sistema.
Tercero.2  Ámbito de aplicación del SRAP.
Tercero.3  Ausencia de retribución.
Tercero.4  Tiempos de respuesta.
Tercero.5  Interferencia con la gestión de la red de distribución.
Tercero.6  Otras cuestiones surgidas en el trámite de consulta.
– Publicidad de Información.
– Aplicación de la prioridad de despacho.
– Número máximo de activaciones.
– Activación por escalones.
– Alcance de las pruebas de habilitación.
– Detalle del proceso de deshabilitación.
– Obligatoriedad de adscripción a un centro de control.
Tercero.7  Cambios introducidos en los procedimientos tras la consulta pública de la 
propuesta por la CNMC.
Resuelve. s
Anexo: procedimientos de operación. oe.
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I. 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.
Segundo.
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.
El artículo 1 de la Circular 3/2019 determina como objeto de esta establecer el marco 
regulatorio del mercado mayorista de electricidad, incluyendo el mercado de ajuste, del 
que forman parte los servicios de balance y de no frecuencia, así como la resolución de 
restricciones técnicas.
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, 
así como presentar las propuestas necesarias para asegurar el buen funcionamiento del 
mercado  mayorista  de  electricidad.  Asimismo,  en  su  artículo  19,  establece  que  el 
operador del sistema será responsable tanto de determinar las restricciones técnicas que 
pudieran  afectar  a  la  ejecución  del  programa  previsto,  como  de  llevar  a  cabo  las 
actuaciones precisas para evitarlas.
Finalmente de acuerdo al artículo 23 de dicha Circular, cuando, en el marco de las 
competencias asignadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, sea 
necesario aprobar alguna previsión relativa al mercado mayorista de electricidad o a la 
gestión de la seguridad del sistema cuyo proceso de tramitación no esté recogido en la 
normativa europea o que sea de ámbito nacional, o cuando sea necesario aprobar 
especificaciones  de  detalle  de  las  metodologías  previstas  en  esta  circular,  los 
Operadores  deberán  presentar  a  la  Comisión  Nacional  de  los  Mercados  y  la 
Competencia las propuestas necesarias previa consulta a los sujetos interesados y 
consideración de sus puntos de vista, lo que dará lugar a las especificaciones de detalle 
de las metodologías previstas en los capítulos II al IX de la Circular 3/2019 que serán 
consideradas  reglas  de  funcionamiento  de  los  mercados  diario  e  intradiario  de 
electricidad y procedimientos de operación.
Tercero.
En  desarrollo  de  la  Circular  3/2019,  y  según  lo  previsto  en  el  artículo  18  del 
Reglamento  (UE)  2017/2195  de  la  Comisión,  de  23  de  noviembre,  por  el  que  se 
establece una directriz sobre el balance eléctrico, la CNMC aprobó, mediante Resolución 
de 11 de diciembre de 2019, las condiciones relativas al balance para los proveedores de  s
servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance en el sistema  oe.
eléctrico  peninsular  español.  Asimismo,  mediante  Resolución  de  10  de  diciembre  w.
cdoen 2d0ic2io0n aepsr.obó la adaptación de los procedimientos de operación del sistema a dichas  2022-1183n https://w
Cuarto.
Mediante oficio de 22 de junio de 2020 y con el propósito de proporcionar a los 
servicios de no frecuencia y a los redespachos por restricciones técnicas una estructura 
regulatoria adecuada y coherente, semejante a la establecida para los servicios de 
balance, la CNMC solicitó a Red Eléctrica de España, en su calidad de operador del 
sistema, la elaboración de una propuesta de Condiciones aplicables a los servicios de no 
frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español.
Quinto.
Con fecha 25 de junio de 2021 tuvo entrada en la CNMC la propuesta de REE de 
Condiciones  aplicables  a  los  servicios  de  no  frecuencia  y  otros  servicios  para  la 
operación del sistema eléctrico peninsular español. El artículo 16 de la propuesta de 
condiciones  contempla  la  posibilidad  de  resolver  restricciones  técnicas  mediante 
sistemas de reducción de carga.
Sexto.
Posteriormente, con fecha 1 de julio de 2021 tuvo entrada en la CNMC la propuesta 
de REE de un nuevo procedimiento de operación 3.11 sobre el sistema de reducción 
automática de potencia de las instalaciones de producción e instalaciones de bombeo, y 
la propuesta de modificaciones que deben incorporarse en el procedimiento 3.2 para 
posibilitar la implantación de dicho sistema.
La propuesta había sido previamente sometida a consulta pública por el operador del 
sistema entre el 14 de diciembre de 2020 y el 14 de enero de 2021. El escrito se 
acompañó de un informe justificativo de la propuesta, así como de los comentarios de los 
sujetos interesados.
Séptimo.
Con fecha 8 de noviembre de 2021, y de acuerdo con la Disposición Transitoria 
décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se dio trámite de audiencia, enviando al Consejo 
Consultivo de Electricidad la «Propuesta de Resolución por la que se aprueba un nuevo 
procedimiento de operación P.O.3.11 y se modifica el P.O.3.2 para desarrollar un sistema 
de  reducción  automática  de  potencia».  Asimismo,  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 hasta el 9 de diciembre.
Octavo.
Con fecha 8 de noviembre de 2021, se remitió la propuesta de resolución a la 
Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al 
respecto.
II. Fundamentos de Derecho
Primero.  Habilitación competencial para aprobar estos procedimientos.
El artículo 7.1.c de la Ley 3/2013, establece que la CNMC aprobará mediante circular  o
las metodologías relativas a la prestación de servicios de balance y de no frecuencia del  w.
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CNMC para dictar actos de ejecución y aplicación de las circulares, que habrán de
publicarse en el BOE.
El artículo 1 de la Circular 3/2019 determina como objeto de esta establecer el marco 
regulatorio del mercado mayorista de electricidad, incluyendo el mercado de ajuste, del 
que forman parte los servicios de balance y de no frecuencia, así como la resolución de 
restricciones técnicas.
La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador del sistema deberá 
elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea y para 
asegurar el buen funcionamiento del mercado mayorista de electricidad, entre otros, en 
lo relativo a la prestación de servicios de ajuste en el sistema eléctrico. Asimismo, en su 
artículo 19, determina que el operador del sistema será responsable tanto de determinar 
las restricciones técnicas que pudieran afectar a la ejecución del programa previsto, 
como de llevar a cabo las actuaciones precisas para evitarlas.
La Circular 3/2019, en su artículo 23, establece el procedimiento de aprobación, 
mediante  resolución,  aplicable  a  las  previsiones  relativas  al  mercado  mayorista  de 
electricidad  o  a  la  gestión  de  la  seguridad  del  sistema  dentro  del  marco  de  las 
competencias asignadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Segundo.  Síntesis  de  la  modificación  de  los  procedimientos  de  operación  que  se 
aprueba mediante la presente resolución.
De acuerdo con el informe justificativo que acompañaba la propuesta del operador 
del sistema, lo que se implanta es un mecanismo para otorgar mayor flexibilidad al 
sistema a la hora de resolver restricciones técnicas asociadas a incumplimientos de los 
criterios de seguridad post contingencia, optimizando el uso de las redes y maximizando 
la  integración  de  la  generación  renovable.  El  sistema  de  reducción  automática  de 
potencia permitirá evitar, o al menos reducir, el impacto de la aplicación de las medidas 
actualmente empleadas con dicho fin, como, por ejemplo, la aplicación de limitaciones de 
programa precontingencia en D-1 por congestiones en la red o el sobrecoste asociado al 
proceso de solución de restricciones técnicas mediante redespachos de energía a bajar 
con motivo de la aplicación de limitaciones precontingencia en tiempo real.
Para ello, se crea un nuevo Procedimiento de Operación 3.11 Sistema de Reducción 
Automática de Potencia de las instalaciones de generación e instalaciones de bombeo, 
que  establece  los  criterios  generales  y  especificaciones  de  este  mecanismo.  Se 
describen  a  continuación  las  principales  características  del  Sistema  de  Reducción 
Automática de Potencia (en adelante, SRAP) regulado en el P.O.3.11:
– La participación en el SRAP es voluntaria, queda sujeta a la potestad del titular o 
representante de cada instalación que, en caso de desear participar, deberá solicitar la 
habilitación  al  operador  del  sistema  y  superar  las  correspondientes  pruebas  de 
habilitación.
– Las pruebas de habilitación para el SRAP quedan recogidas en el Anexo I del 
P.O.3.11.  Dichas  pruebas  consisten  en  el  intercambio  de  señales  entre  centros  de 
control, por lo que la instalación no deberá reducir su potencia durante las mismas, salvo 
que se trate de una instalación a la que se haya retirado previamente la habilitación por 
incumplimiento, en cuyo caso, deberá superar una prueba real de reducción de potencia 
para recuperar la habilitación.
– No se prevé una retribución específica por la participación en el proceso de 
reducción automática de potencia, ni por la predisposición a la activación, aunque sí se 
retribuirá al precio de la oferta presentada el redespacho que, en su caso, resulte 
necesario al aplicar la reducción. e
– Se permite la participación de todas las instalaciones o conjuntos de las mismas  bo
que  posean  una  unidad  física  con  localización  eléctrica  específica,  conforme  a  los  w
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prioridad recogido en el procedimiento de operación para la solución de restricciones
técnicas. En caso de no existir dicho orden o ante una misma prioridad de despacho, se 
aplicará  un  sistema  de  turnos  rotatorios  con  el  objetivo  de  equilibrar  el  tiempo  de 
predisposición en reducción entre todos aquellos generadores que contribuyan a una 
misma sobrecarga.
– Se definen varios tiempos de respuesta de las instalaciones desde la activación de 
la señal de reducción: respuesta rápida, media y lenta.
– Tras la activación de la señal, la instalación o conjunto de instalaciones deberá 
reducir su producción o consumo a cero. El operador del sistema podrá establecer uno o 
más  valores  de  reducción  automática  de  potencia  diferentes  de  cero  en  aquellas 
situaciones en las que la reducción de carga total por parte de la instalación no sea 
posible por afectar a la seguridad del sistema.
– Se establecen por último las condiciones que, en caso de darse, conllevarían un 
incumplimiento de la participación en el sistema de reducción automática de potencia por 
parte de las instalaciones participantes en el mismo, lo que conllevaría la retirada de la 
habilitación.
Adicionalmente a la aprobación del nuevo P.O.3.11, la implantación del sistema de 
reducción  automática  de  potencia  en  el  sistema  eléctrico  español  requiere  la 
modificación del P.O. 3.2 Restricciones Técnicas.  A continuación, se identifican los 
cambios que se introducen en dicho procedimiento de operación:
– Se añade en el apartado 3 una nueva definición para recoger el término Sistema 
de reducción de carga para hacer referencia a los automatismos de teledisparo o el 
SRAP.
– Se elimina el apartado 6.1.7 Tratamiento de las congestiones identificadas en la 
evacuación de la generación y se traslada su contenido a los apartados 6.1.2, 6.1.3 
y 6.1.5, para una mejor comprensión y coherencia. El apartado 6.1.8 pasa, por lo tanto, a 
ser el apartado 6.1.7.
– Se incluye como medio para la solución de las restricciones técnicas definidos en 
el apartado 6.1.2 del P.O 3.2 en vigor, la predisposición de los sistemas de reducción de 
carga.
– Se modifica el apartado 6.1.3.b) para incluir el proceso completo de solución de 
solución de restricciones técnicas que se encontraba en el apartado 6.1.7 eliminado.
– En la resolución de restricciones post contingencia en el PDBF, se incluye una 
nueva prioridad en caso de unidades con igual influencia en una determinada restricción 
ante una determinada contingencia, de tal forma que se reducirán en primer lugar los 
programas de las unidades que no dispongan de un sistema de reducción de carga 
habilitado por el operador del sistema ante la contingencia que produce la congestión y, 
en caso de que esta reducción no resuelva la congestión, el operador del sistema 
procederá a la consideración de la predisposición de los sistemas de reducción de carga 
de las instalaciones habilitadas. Únicamente en caso de que por seguridad no sea 
posible  considerar  la  predisposición  de  todos  los  sistemas  de  reducción  de  carga 
disponibles  y  la  restricción  siga  sin  resolverse,  se  reducirán  los  programas  de  las 
unidades que dispongan de un sistema de reducción de carga habilitado.
El objeto de esta nueva prioridad es que las instalaciones que sean causantes de 
manera parcial o total de una congestión post contingencia, y decidan voluntariamente 
no participar en alguno de los sistemas de reducción de carga, no se vean beneficiadas 
por la actuación de aquéllas que sí participen en estos sistemas.
– Se  traslada  al  apartado  6.1.5  la  información  referente  a  la  aplicación  de 
limitaciones para evitar restricciones en posteriores mercados que se encontraba en el  s
apartado  6.1.7  eliminado.  De  igual  forma  que  en  el  caso  anterior,  se  incentiva  la  oe.
participación voluntaria en el sistema de reducción automática de potencia. w.
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– Se  especifica  en  los  apartados  6.1.6  y  7.2  que  los  gestores  de  la  red  de 
distribución  podrán  solicitar  la  aplicación  de  limitaciones  en  caso  de  identificar 
restricciones en la red objeto de su gestión.
En el Anexo de esta resolución se incluyen el nuevo P.O.3.11 y la modificación del 
P.O.3.2.
Tercero.  Consideraciones sobre el sistema de reducción automática de potencia.
Tercero.1  Oportunidad de la propuesta del operador del sistema.
Según  establece  el  procedimiento  de  operación  3.2,  una  restricción  técnica  es 
cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema producción-
transporte que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del 
suministro  establecidas  reglamentariamente  y  a  través  de  los  correspondientes 
procedimientos de operación, requiera, a criterio técnico del operador del sistema, la 
modificación de los programas de energía. El citado P.O.3.2 recoge los mecanismos que 
deben  utilizarse  para  solucionar  las  restricciones  técnicas  identificadas,  entre  otras 
razones, por incumplimiento de los criterios de seguridad en régimen permanente y/o 
tras contingencia.
Tal  como  argumenta  el  operador  del  sistema  en  el  informe  justificativo  de  la 
propuesta,  los  escenarios  previstos  para  el  corto  y  medio  plazo,  con  un  mix  de 
generación  que  incrementará  progresivamente  la  participación  de  renovables,  hasta 
alcanzar una cuota muy elevada, conllevarán una mayor complejidad de la operación en 
tiempo real, con frecuentes cambios de programa (programación cuarto-horaria), a los 
que se sumará el desafío de las rampas de elevada pendiente asociadas a la generación 
fotovoltaica y eólica y al control de un número creciente de instalaciones. Ante estos 
escenarios, es de esperar que la necesidad de aplicar mecanismos de solución de 
restricciones  técnicas  a  la  generación  renovable  y  no  renovable  se  incremente 
notablemente, por lo que resulta imprescindible desarrollar herramientas que permitan 
flexibilizar la operación del sistema de una manera rápida y segura, a la vez que se 
garantice la optimización de los costes que el sistema debe asumir.
Las ventajas del sistema de reducción automática de potencia pueden sintetizarse en 
lo siguiente:
– Su implantación no debería suponer un coste relevante para los participantes, 
dado que los enlaces de comunicaciones para el envío de las señales de predisposición 
y activación son los ya establecidos entre el operador del sistema y los centros de 
control.  Es  decir,  el  establecimiento  de  las  comunicaciones  no  supondrá  un  coste 
adicional para la instalación o el centro de control de generación y demanda.
– Sin perjuicio de que no son sistemas excluyentes, el SRAP será más flexible y 
dinámico que el actual mecanismo de teledisparos. Dado que el SRAP no está asociado 
a  una  contingencia  específica,  al  contrario  de  lo  que  sucede  con  los  actuales 
automatismos de teledisparo, puede activarse para solucionar una o varias sobrecargas 
inadmisibles  post  contingencia  y,  los  requisitos  asociados  al  sistema  de  reducción 
automática de potencia son menos exigentes que los del sistema de teledisparo.
– Reducirá el sobrecoste asociado a la solución de restricciones técnicas. Con la 
implantación  del  sistema  de  reducción  automática  de  potencia,  se  prevé  reducir  la 
necesidad de aplicar limitaciones para solucionar restricciones técnicas al PDBF y en 
tiempo real, lo que implicaría un menor coste para el sistema asociado al pago de las  e.
restricciones técnicas a bajar. w.b
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ConEdnic iopnaerasl elaop laic alab lperso pau elsotsa  sdeer vSicRioAsP , dsee  neon cufreencturae necnia  trya moittarocsió ns elarv ipcrioosp uepsatraa  dlae 
operación del sistema eléctrico peninsular español.  En el trámite de audiencia de la
propuesta, algunos sujetos han solicitado que se paralizara la tramitación del P.O.3.11 
hasta la aprobación de las citadas Condiciones. A este respecto, cabe recordar que las 
Condiciones  aplicables  a  los  servicios  de  no  frecuencia  y  otros  servicios  para  la 
operación del sistema eléctrico peninsular español, tienen por objeto enmarcar en una 
norma aprobada por la CNMC los principios generales de los servicios de ajuste cuya 
regulación compete a esta Comisión. Incluyen el SRAP por ser una herramienta utilizada 
en la resolución de restricciones técnicas, cuyo funcionamiento afecta al mercado y 
despacho  de  energía.  Por  ello,  las  Condiciones  no  son  imprescindibles  para  la 
implantación del SRAP, ni tampoco quedarán bajo el ámbito de las Condiciones todos los 
aspectos relativos al SRAP, ya que, los criterios para la conexión a la red de los 
automatismos vienen regulados en otras normas.
Por otra parte, la Hoja de Ruta del operador del sistema ya preveía la puesta en 
marcha del SRAP antes de la aprobación de las Condiciones, justificado en la necesidad 
de combatir el incremento de la aplicación de limitaciones a instalaciones renovables que 
se está ya observando en algunas zonas y se prevé que aumente en los próximos años, 
con la entrada de nuevas instalaciones en el sistema.
Todo lo anterior sin perjuicio de que tras la aprobación de las condiciones pueda ser 
necesario revisar algunos aspectos del texto del P.O.3.11 que se aprueba mediante esta 
resolución  o,  que  el  SRAP  deba  modificarse  posteriormente  para  perfeccionar  su 
funcionamiento y efectividad con el aprendizaje obtenido con la experiencia, según se 
prevé en alguno de los expositivos siguientes.
También han solicitado algunos sujetos la integración del texto propuesto de P.O.3.11 
en el P.O.3.2 sobre restricciones técnicas y el P.O.3.8 sobre pruebas, junto con el 
automatismo  de  teledisparo.  Aunque  podría  considerarse  adecuado  posteriormente 
modificar  el  reparto  de  contenido  entre  procedimientos,  tras  la  aprobación  de  las 
Condiciones  y/o  la  revisión  de  otras  normas  sobre  automatismos  por  la  autoridad 
nacional  competente,  la  propuesta  de  P.O.3.11  se  considera  oportuna  en  estos 
momentos, porque aporta sencillez y facilita a los sujetos la comprensión del nuevo 
SRAP.
Tercero.2  Ámbito de aplicación del SRAP.
Uno de los aspectos que podría tener que revisarse tras la aprobación de las 
Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia es el ámbito de aplicación del 
SRAP,  en  particular,  para  permitir  la  participación  de  la  demanda.  Dado  que  la 
predisposición o activación del sistema de reducción automática de potencia constituirá 
un medio de solución de restricciones técnicas, su aplicabilidad quedará acotada a las 
instalaciones que actualmente participan en dicho proceso, es decir, a las instalaciones 
de producción e instalaciones de bombeo. En el momento en el que el ámbito de 
aplicación del P.O.3.2 se amplíe para incluir a las instalaciones de demanda y las 
instalaciones de almacenamiento, será necesario analizar la apertura del SRAP a estas 
tecnologías.
Tercero.3  Ausencia de retribución.
La  necesidad  de  que  el  SRAP  sea  retribuido  ha  sido  otro  de  los  comentarios 
recurrentes de los sujetos en el ámbito de la consulta pública. Solicitan que se retribuya 
la predisposición de las instalaciones y no solo el redespacho resultante en caso de 
activación.
Según recogía en el informe justificativo de su propuesta, el operador del sistema  e.
considera que existe un incentivo económico positivo para las instalaciones que tengan  w.
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anseocceisaadraio. dotar el SRAP con un mercado de asignación y una retribución específica  BOE-A-cable e
Destaca también el operador que la frecuencia de activación de los sistemas de 
reducción automática de potencia se espera que sea similar a la de los sistemas de 
teledisparo. Estos últimos, habilitados en 34 instalaciones del sistema eléctrico español, 
han sido predispuestos un total de 9.108 veces desde 2011, por un total de 53.180 horas, 
tiempo en el que los generadores afectados han evitado la limitación de su producción. 
Sin embargo, únicamente se han producido 6 activaciones de los equipos de teledisparo 
en los últimos 10 años, no habiendo sido necesaria ninguna activación desde 2016.
Esta Comisión comparte la opinión del operador respecto a que la reducción del 
volumen de redespachos a bajar y de las limitaciones, unido a un coste no muy elevado 
de implantación del sistema de reducción automática de potencia, puede ser un incentivo 
económico suficiente para los potenciales participantes. Por ello, se concluye que no 
resulta necesaria la retribución, sin perjuicio de que este aspecto podría revisarse en el 
futuro si se constata un endurecimiento de las condiciones de los participantes, por 
ejemplo,  por  incremento  del  número  de  activaciones,  y/o  un  bajo  interés  en  la 
participación por insuficiencia de incentivo.
Para garantizar que se lleve a cabo una evaluación periódica de estas cuestiones, se 
ha añadido un apartado al P.O.3.11 para que el operador del sistema reporte información 
periódica a la CNMC sobre el SRAP.
Tercero.4  Tiempos de respuesta.
La propuesta de P.O.3.11 prevé tres tipos de respuesta en función de los tiempos 
que las instalaciones deberán cumplir desde la activación de la señal de reducción 
automática de potencia hasta la reducción efectiva de esta: respuesta rápida, en la que 
la instalación o conjunto de instalaciones deberá reducir su producción o consumo a cero 
en un tiempo inferior o igual a 3 segundos; respuesta media, 40 segundos; y respuesta 
lenta, 15 minutos. Todas las instalaciones habilitadas han de ser capaces de responder 
en las tres modalidades, es el operador del sistema el que elige cuál se requiere en un 
momento dado dependiendo del elemento de red implicado en la sobrecarga post-
contingencia y del nivel de sobrecarga de este.
Durante el trámite de consulta pública llevado a cabo por la CNMC se han recibido 
varios comentarios solicitando cambios en los tiempos de respuesta. La mayoría de los 
sujetos  solicitan  que  se  incremente  el  tiempo  asociado  a  la  respuesta  rápida  (3 
segundos). Alegan que multitud de instalaciones de generación tipo RECORE no podrá 
cumplir con este plazo y, por tanto, no podrán participar en el SRAP, menguando así la 
efectividad del propio sistema. Solicitan que se incremente este tiempo a un valor 
comprendido entre 5 y 10 segundos.
Teniendo en cuenta el beneficio que supone maximizar la participación en el SRAP, 
pero también el impacto que puede tener la modificación de este plazo, tras analizarse 
esta cuestión junto con el operador del sistema, se ha optado por modificar la propuesta 
inicial incrementando el tiempo de la respuesta rápida hasta 5 segundos. No obstante, 
esta  decisión  podrá  revisarse  posteriormente,  a  resultas  del  aprendizaje  de  la 
experiencia, en los dos sentidos: aumentarse si se constata que un mayor tiempo es 
necesario para una mayor participación y es asumible bajo criterios de seguridad, o 
reducirse  si  se  constata  que  el  valor  fijado  compromete  la  seguridad  y  que  las 
instalaciones pueden responder con mayor rapidez.
Por  otra  parte,  algunos  sujetos  piden  que  se  elimine  la  respuesta  lenta  de  15 
minutos, porque puede interferir con los productos de balance con tiempo de respuesta 
similares. Aunque esta Comisión aprecia la similitud entre los distintos productos, el  e
aspecto relevante que los diferencia es la finalidad y los supuestos de uso de cada uno  bo
de ellos. Mientras los productos de balance son globales y de activación recurrente, en  w
fzuonncaiól ny  des ollao  nreecqeusiiedraed  adcet ivbaaclaiónnc e edfeecl tsivisat eemna  ys itduea cliao noefes rtad ed ecl osnugjeetsoti,ó enl  StrRasA Pu neas   2022-1183n https://w
cdoenctirin, gneon sceia ,p uloe dqeu ea,n ctiocmipaor  sqeu eh av ainydai caa deox isatnirt einritoerrmfeerenntec,i at ieennetr ee sacmabsoas o pcruordreuncctoias.,  Eyas 
que serán activados en supuestos diferentes. Además, el tiempo de respuesta lenta no
afecta negativamente a la participación. Por lo tanto, se considera que no es necesario 
eliminar el tiempo de respuesta lento, sin perjuicio de que pueda ser revisado en el futuro 
si se observa ineficiencia.
También se han recibido varios comentarios respecto a que las especificaciones 
sobre  comunicaciones  del  SRAP  que  se  propone  no  respetan  lo  dispuesto  en  la 
implementación  nacional  del  Art.40.6  del  Reglamento  (UE)  2017/1485,  aprobadas 
mediante Resolución de la CNMC de 13 de noviembre de 2019. En dicha resolución se 
especifica que el canal de comunicación para el intercambio de información en tiempo 
real entre los usuarios significativos de red y los centros de control de generación y 
demanda puede ser a través del OS o del Gestor de la Red de Distribución (GRD) al que 
se conecta. Solo se prevé una excepción para la participación en el servicio de balance 
de  regulación  secundaria,  que  requiere  comunicación  directa  con  el  operador  del 
sistema. Algunos distribuidores consideran que el esquema planteado en el P.O.3.11 es 
contrario a esta norma, porque no permite la comunicación a través del GRD.
En realidad, en el P.O.3.11 no se impone el envío de la información a través del 
operador del sistema como requisito para la habilitación, se puede participar en el SRAP 
remitiendo la información a través del GRD, siempre y cuando se cumplan los tiempos de 
respuesta. Entiende por tanto esta Comisión que la propuesta no es contraria a la 
metodología del artículo 40.6; y que la problemática planteada por los distribuidores es 
que la necesidad de cumplir el tiempo de respuesta rápida podría limitar la elección del 
GRD, como medio para remitir información en tiempo real, por parte de las instalaciones 
que deseen participar en el SRAP.
A este respecto, se considera que la posición de los GRD mejorará gracias al 
incremento del tiempo de respuesta rápida de 3 a 5 segundos, por lo que no resulta 
justificado tomar medidas adicionales.
Tercero.5  Interferencia con la gestión de la red de distribución.
Otro comentario general formulado por los sujetos distribuidores es que, aunque 
consideran  positivo  el  objetivo  que  se  persigue  con  la  implementación  de  este 
mecanismo, creen que está excesivamente focalizado en las necesidades de seguridad 
y eficiencia en la red de transporte, por lo que no solo deja al margen los problemas que 
puedan surgir en la red de distribución, sino que puede incluso interferir en su gestión 
(flujos  indeseados,  activación  de  protecciones,  desincentivo  a  la  implantación  de 
teledisparos, etc.). Solicitan los distribuidores poder participar en el SRAP más allá de lo 
que prevé el P.O.3.11, por ejemplo, adaptando las especificaciones del producto a las 
necesidades de la red de distribución, permitiendo al distribuidor rechazar la habilitación 
de una determinada instalación o su predisposición en un momento dado, pudiendo 
hacer uso del sistema, solicitando la predisposición de elementos en su red e incluso en 
la de transporte, etc.
Esta Comisión entiende la preocupación de los GRD. Los retos de la transición 
energética y la integración de la generación distribuida son importantes para todos los 
sujetos implicados, especialmente para los gestores de las redes, tanto de transporte 
como de distribución. Garantizar la seguridad en la red de distribución va a requerir 
herramientas y servicios similares a aquellos de los que dispone la red de distribución. 
En este sentido apunta la Directiva (UE) 2019/944 cuando exige a los Estados miembros 
fomentar la modernización de las redes de distribución, a través de medidas inteligentes 
que permitan a los GRD tener una mayor visibilidad y gestionabilidad de su red. También 
prevé la Directiva que los Servicios de Ajuste puedan ser desarrollados y utilizados tanto  e
por los TSO como por los GRD, cada uno en el ámbito de su red. bo
Por todo ello, se considera que el SRAP tendrá que evolucionar en el futuro para  w
raedgalapmtaersneto as  leousr doepseaorsr oqluloes  lqau dee psaurerdoallenn l,le evna rrseela ac iócna bcoo ne na sepl emcatorcso c odme ola  laD ifrleecxtibivialid ya dlo os   2022-1183n https://w
las rEend etso dinot eclaigseon, teloss. procedimientos que se aprueban ya contemplan que el operador
del sistema informe al GRD de la habilitación de instalaciones conectadas a su red, así
como de las predisposiciones. Y permiten igualmente que el GRD pueda emplear el 
SRAP  cuando  la  contingencia  en  un  elemento  de  la  red  de  transporte  provoque 
sobrecargas en elementos de la red de distribución.
Tercero.6  Otras cuestiones surgidas en el trámite de consulta.
Publicidad de Información.
Los  sujetos  solicitan  que  se  publique  información  relativa  al  uso  del  SRAP: 
volúmenes predispuestos en cada zona, activaciones efectivas, información sobre los 
turnos rotatorios, etc.
Si bien la CNMC comparte el interés por promover la transparencia en los mercados 
y servicios de ajuste, debe tenerse en cuenta que el SRAP no es un servicio de ajuste 
propiamente dicho y no se desarrolla en un entorno de mercado competitivo, sino que se 
trata de un sistema de automatismo utilizado como apoyo para resolver o minimizar las 
restricciones técnicas. Por cuanto que afecta al proceso de restricciones, esta Comisión 
considera que sería beneficioso publicar información respecto a su uso, pero, al no 
tratarse de un mercado, no es imprescindible que se publiquen datos en tiempo real. 
Además, la información solicitada no es relevante para todos los sujetos, es el caso, por 
ejemplo, del funcionamiento de los turnos rotatorios. Por último, se le debe dar el mismo 
tratamiento que al resto de automatismos utilizados en el sistema eléctrico español, cuyo 
funcionamiento no es objeto de publicidad hoy en día.
En la respuesta del operador del sistema a los sujetos tras su trámite de consulta, el 
operador indicó estar trabajando en la adaptación de las publicaciones del Informe diario 
de la Operación, para incluir la información relevante o de interés asociada al sistema, de 
manera análoga a las publicaciones que actualmente realiza sobre los automatismos de 
teledisparo.
Dado que dicho informe está a disposición de los sujetos que participan en el 
mercado y la operación, se considera que esta fórmula permitirá que la información 
llegue a los sujetos para los que es relevante, respetando a la vez el tratamiento de la 
información  relativa  al  resto  de  automatismos  del  sistema.  Podrán  posteriormente 
considerarse otras opciones en el marco de las Condiciones o en una revisión de los 
procedimientos de intercambio de información.
Aplicación de la prioridad de despacho.
Aunque  persiguen  distinta  finalidad,  varios  sujetos  solicitan  que  se  introduzcan 
modificaciones  en  el  orden  de  despacho  que  establece  el  P.O.3.2,  tanto  para  la 
resolución de restricciones en caso base como en situaciones de contingencia. Por 
ejemplo: que se dé prioridad efectiva a las instalaciones habilitadas para el SRAP, 
incluso para la negociación en mercados posteriores a la predisposición; que se dé 
prioridad de despacho a las instalaciones no renovables, por su dificultad para recuperar 
posteriormente la potencia inicial; que se apliquen turnos rotatorios entre tecnologías 
renovables gestionables y no gestionables, etc.
No se han introducido modificaciones a este respecto. En primer lugar, porque 
algunos de los cambios solicitados van más allá de ámbito de esta revisión del P.O.3.2 y 
que la existencia misma de la prioridad de despacho es una cuestión que la Directiva 
(UE) 2019/944 deja en manos de los Estados y no puede resolverse en un procedimiento 
de operación. Por otra parte, los sujetos no presentan una posición unánime en su 
criterio sobre cómo debe regularse la prioridad, ya que algunas de las solicitudes se  e.e
contradicen. Podrá abordarse de nuevo esta cuestión en el ámbito de una revisión más  b
pcaromfubniod aa ld reels ppreocctoe seon  dlae  rreegsuollaucciióónn  ndaec rioenstarli.cciones y, en todo caso, si se produce algún  2022-1183n https://ww
Número máximo de activaciones.
Algunos potenciales participantes en el SRAP solicitan que se establezca un número 
máximo de activaciones de la reducción de potencia en una determinada instalación, a 
fijar por el promotor, para evitar deterioros en la máquina. Manifiestan al respecto que las 
instalaciones con cierta antigüedad no disponen de capacidad para realizar paradas 
controladas, por lo que deberán recurrir a realizar paradas de emergencia. Las paradas 
de  emergencia,  aunque  posibles,  pueden  provocar  importantes  averías  en  los 
componentes si se aplican de manera repetitiva.
A este respecto, si bien la CNMC entiende la problemática planteada, hay que 
recordar que la activación esperada del servicio (no la predisposición, sino la reducción 
efectiva de carga) es muy reducida, por lo que no se prevé que el deterioro alegado vaya 
a producirse. Además, la solución planteada por los sujetos, consistente, a grandes 
rasgos,  en  una  suspensión  temporal  de  la  habilitación,  puede  hacerse  efectiva 
igualmente mediante la renuncia voluntaria a la habilitación, que ya permite el P.O.3.11, 
con el único inconveniente adicional de tener que repetir las pruebas cuando se quiera 
recuperar la habilitación.
No  se  han  introducido  cambios  en  este  sentido,  aunque  podrá  revisarse 
posteriormente si así lo aconseja el seguimiento de la aplicación del SRAP.
Activación por escalones.
Relacionado con el punto anterior, algunos sujetos solicitan que se incorpore en el 
P.O.3.11  la  posibilidad  de  reducción  escalonada  de  la  potencia,  de  modo  que  la 
activación no implique necesariamente una reducción a cero de la potencia. Esta opción 
ya está prevista en el procedimiento, pero solo para casos en que el operador del 
sistema lo considere oportuno para la seguridad del sistema (por ejemplo, para no para 
instalaciones térmicas que puedan estar aportando otros valores al sistema. También en 
este caso alegan cuestiones de deterioro de las instalaciones, así como de negocio, al 
poder repartir la reducción entre varias instalaciones.
Esta Comisión entiende que la reducción por escalones sería beneficiosa en el 
sentido de que aportaría flexibilidad y facilitaría la participación. Pero, por otro lado, 
también complicaría el SRAP, que se debe recordar no es un servicio de ajuste que 
requiera un producto complejo, sino un sistema para la seguridad en tiempo real, del que 
se prevé un uso esporádico.
Se concluye aquí lo mismo que en el caso anterior, no se han introducido cambios en 
este sentido, aunque podrá revisarse posteriormente si así lo aconseja el seguimiento de 
la aplicación del SRAP.
Alcance de las pruebas de habilitación.
Las pruebas de habilitación para el SRAP consisten en verificación del envío y 
recepción de señales, no incluyen una reducción efectiva de la potencia, solo en caso de 
incumplimiento de una orden es necesario demostrar el cumplimiento con una bajada de 
carga efectiva.
Se ha sugerido en la consulta la introducción de pruebas efectivas de reducción de 
carga, para evitar la habilitación y consecuente beneficio, de instalaciones que realmente 
no vayan a aportarlo. Teniendo en cuenta que no se trata de un servicio de ajuste, que 
este sistema no conlleva una remuneración económica, que el incumplimiento de una 
orden de reducción ya implicará la pérdida de la habilitación y, como se ha indicado más  e.e
arriba, la reducción brusca de la carga puede dañar las instalaciones, esta Comisión  b
considera que no es necesario complicar las pruebas. 2022-1183n https://ww
Detalle del proceso de deshabilitación.
Algunos sujetos solicitan que se detalle mejor el proceso de deshabilitación. En 
particular, que se prevea un plazo para la efectividad de la deshabilitación voluntaria, ya 
que la propuesta de P.O.3.11 solo indica que será solicitada al operador del sistema.
A la vista de esta consideración, se ha optado por contemplar en el PO, un plazo 
máximo de dos semanas para que el operador del sistema haga efectivo el cese, así 
como una descripción más detallada del proceso en la página web del operador del 
sistema.
Obligatoriedad de adscripción a un centro de control.
La participación en el SRAP no requiere la adscripción de las instalaciones a un 
centro de control, aun cuando deba poder enviar comunicaciones a través de éste. Es 
decir, no se exige que la instalación sea controlable por el centro de control, bastará que 
pueda reducir toda su potencia en los tiempos de respuesta previstos en el P.O.3.11. Se 
ha sugerido en la consulta la introducción de esta obligación a todas las instalaciones 
que se deseen habilitar para el SRAP.
Añadir dicha obligación sería una barrera para la participación, ya que obligaría a las 
instalaciones a pasar las pruebas de control de producción requeridas a las instalaciones 
con obligación de adscripción a un centro de control. Dado que el operador del sistema 
no lo considera necesario, esta Comisión no lo ha incorporado.
Tercero.7  Cambios introducidos en los procedimientos tras la consulta pública de la 
propuesta por la CNMC.
Si bien no se han introducido cambios relevantes a resultas de la consulta pública, 
con la salvedad del incremento del tiempo de respuesta rápida de 3 a 5 segundos, sí se 
ha modificado la redacción de algunos apartados al efecto de mejorar la comprensión del 
funcionamiento del SRAP. En concreto, en el P.O.3.11:
– Se define el concepto de bastidor de la instalación.
– Se incorporan en el cuerpo del procedimiento las notas aclaratorias a pie de 
página.
– Se  prevé  un  plazo  máximo  de  dos  semanas  para  la  efectividad  de  la 
deshabilitación voluntaria.
– Se aclara que el GRD recibirá información tanto de la habilitación como de la 
deshabilitación de las instalaciones conectadas a su red o a su red observable.
– Se incrementa el tiempo asociado a la respuesta rápida de 3 a 5 segundos.
Asimismo,  se  ha  corregido  una  errata  en  el  apartado  6.1.5  del  PO3.2,  sobre 
establecimiento de limitaciones por seguridad. En el proceso de las limitaciones de 
programa máximo para evitar restricciones en posteriores mercados, el texto sometido a 
consulta establecía el reparto del máximo incremento de producción posible respecto a 
los programas previstos entre las unidades de producción de la zona sin sistema de 
reducción de carga habilitado. Este reparto sería contrario al objetivo de incentivar la 
participación en el SRAP y, tras constatar con el operador del sistema que se trata de 
una errata, se ha modificado el texto.
Por cuanto antecede, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia 
resuelve: e.
SiPnirssimttaeAelmaprcroaoi. obdnaeer  slR odsee d pburocomccieóbdnei omA, ieuqntuoteom ssá edt iciena co lpudeyeer anPc oeiótnen n ePcl .iAaO n.d3ee.x2 o.l .aRse sintrsictacliaocnieosn etés cdneic agse ny ePr.aOc.ió3n.1 1e.   OE-A-2022-1183able en https://ww
Los procedimientos aprobados por la presente resolución surtirán efectos al día 
siguiente a su publicación en el BOE.
Segundo.
Dejar sin efectos, en esa misma fecha, el P.O.3.2 aprobado por resolución de esta 
Comisión de 10 de diciembre de 2020.
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, 13 de enero de 2022.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de 
los Mercados y la Competencia, Miguel Bordiu García-Ovies.
ANEXO
Procedimientos de operación
P.O.3.2. Restricciones técnicas
1.  Objeto.
El objeto de este procedimiento es establecer el proceso para la solución de las 
restricciones técnicas identificadas  en  el sistema eléctrico peninsular español en el 
Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), así como las que puedan identificarse 
con posterioridad durante la operación en tiempo real.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación a:
– Operador del Sistema (OS).
– Participantes en el Mercado (PM), en el ámbito del sistema peninsular español.
3.  Definiciones.
3.1  Participante en el Mercado:
Persona física o jurídica que compra, vende o genera electricidad, que participa en la 
agregación o que es un gestor de la participación activa de la demanda o servicios 
de almacenamiento de energía, incluida la emisión de órdenes de negociación, en uno o 
varios de los mercados de la electricidad incluyendo el mercado de balance, tal y como 
se define en el punto (25) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al 
mercado interior de electricidad.
3.2  Restricción técnica:
Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema eléctrico 
que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro 
establecidas reglamentariamente y a través de los correspondientes procedimientos de 
operación, requiera, a criterio técnico del OS, la modificación de los programas de  s
energía. oe.
En particular pueden identificarse restricciones debidas a: w.
cont–in Ignecnucmiap, lidmeifeinnitdoa ds ee nla se lc pornodciceidoinmeise ndtoe  dseeg oupriedraadc ióenn  préogr imele nq upee rsme aensetnatbele yc/eon  trloass   2022-1183n https://w
crite–ri oInss duefi cfiuenncteio nreasmeirevnat od ey  psoetgeunrcidiaa dp apraar ala l are ogpuelaracicóiónn y  deel lb saislatenmcea  deelél cstisritceom.a.
– Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensión en la Red de 
Transporte.
– Insuficiente reserva de capacidad para la reposición del servicio.
–  Incumplimiento  de  las  condiciones  de  seguridad  en  la  Red  de  Distribución 
comunicadas al OS por el gestor de la correspondiente Red de Distribución.
Para la solución de estas restricciones se aplicarán los mecanismos descritos en el 
presente procedimiento de operación y en aquellos otros por los que se establece la 
gestión de los correspondientes servicios de ajuste del sistema.
3.3  Arranque en caliente:
Arranque programado y/o realizado por la unidad térmica de producción de forma tal 
que el intervalo de tiempo comprendido desde la última hora con programa asignado y la 
primera hora en la que se programa y/o se realiza el arranque es inferior a 5 horas; y 
arranque programado y/o realizado por la segunda y sucesivas turbinas de gas de un 
ciclo combinado multieje, en respuesta a una solicitud específica del OS.
3.4  Arranque en frío:
Cualquier  otro  arranque  programado  y/o  realizado  por  la  unidad  térmica  de 
producción que no cumpla la condición de arranque en caliente.
3.5  Tiempo de preaviso:
3.5.1  Tiempo de preaviso desde orden de arranque hasta mínimo técnico:
Tiempo requerido desde la comunicación de la orden de arranque hasta mínimo 
técnico, ya sea en frío o en caliente, comunicado, para cada unidad de programación de 
tecnología térmica, mediante su incorporación en la oferta específica para el proceso de 
solución de restricciones técnicas. En el caso de las unidades de ciclo combinado 
multieje,  estos  tiempos  de  preaviso  estarán  asociados  a  aquellos  modos  de 
funcionamiento que incluyan la turbina de vapor en su configuración.
3.5.2  Tiempo de preaviso para el arranque de turbinas de gas adicionales:
Tiempo de requerido para el arranque de una turbina de gas adicional, con el grupo 
ya operando en un modo de funcionamiento determinado que incluye la operación de la 
turbina de vapor en su configuración.
3.6  Capacidad máxima de potencia activa.
De la instalación de generación: la definición será la establecida en el Reglamento 
(UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, que establece un código de red 
sobre requisitos de conexión de generadores a la red, con las precisiones que resulten 
de la aprobación e implementación nacional. Hasta que se apruebe la normativa nacional 
por la que se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red 
europeos de conexión, la capacidad máxima de potencia activa de una instalación de 
generación vendrá determinada por el valor de potencia neta inscrita en la sección 
primera del registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica o 
el valor de potencia por el que se ha concedido el permiso de acceso y conexión a la red 
para aquellas instalaciones inscritas en la sección segunda del registro administrativo de 
instalaciones de producción de energía eléctrica. e.
Para las unidades físicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la capacidad  w.
pmoátxeinmcaia  daec tpivoate dnec icaa adcat iuvnaa v deen dlarás  idnesttearlmacinioandeas  pqoure l ala  scuomnfao rdmea lna. capacidad máxima de  2022-1183n https://w
3.7  Sistema de reducción de carga.
Automatismo de teledisparo o sistema de reducción automática de potencia que, 
ante una determinada contingencia, podrá dar lugar, de forma automática, a la pérdida 
completa o parcial de la producción de la unidad que tenga habilitado este sistema de 
reducción de carga.
4.  Presentación de ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas del 
PDBF y en tiempo real.
4.1  Periodo para la recepción de ofertas para la solución de restricciones técnicas 
del PDBF.
El periodo para la recepción de ofertas queda definido en el procedimiento de 
operación por el que se establece la programación de la generación.
4.2  Unidades de programación para la venta de energía.
Los PM asociados a unidades de venta de energía, asociadas tanto a transacciones 
de mercado como afectas a contratos bilaterales con entrega física, correspondientes a:
– Producción de grupos térmicos no renovables y centrales reversibles de bombeo.
– Producción de instalaciones que utilizan fuentes de energía renovables.
– Importaciones de energía desde los sistemas eléctricos externos en los que no 
esté implantado un sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio.
Presentarán las ofertas siguientes:
4.2.1  Ofertas de venta de energía:
De  carácter  obligatorio  para  todos  aquellos  PM  asociados  a  unidades  de 
programación que, en aplicación de la normativa vigente, están obligados a realizar 
ofertas de venta de energía para cada periodo de programación. Esta obligación aplicará 
a  la  totalidad  de  la  potencia  máxima  disponible  en  la  correspondiente  unidad  de 
programación adicional a la programada en el PDBF, y de forma independiente a que su 
contratación en el mercado de producción se efectúe a través de la gestión del programa 
de energía en el mercado diario o mediante la ejecución de contratos bilaterales con 
entrega física. A estos efectos, se considerará potencia máxima disponible de una 
unidad de programación al valor máximo de potencia activa del conjunto de unidades 
físicas  integradas  en  dicha  unidad  de  programación,  que  no  se  ve  afectado  por 
limitaciones en la capacidad de producción, teniendo en cuenta, en su caso, el recurso 
de energía primaria disponible en dichas instalaciones.
En el caso de unidades de producción afectas a contratos bilaterales con entrega 
física cuyo objeto sea la exportación de energía a través de interconexiones eléctricas 
sin sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio, la oferta de venta de 
energía será por la totalidad de la potencia máxima disponible en la correspondiente 
unidad de producción, y ello con independencia del programa de venta de energía 
comprometido  en  el  PDBF,  ya  que  este  programa  PDBF,  en  caso  de  existir  una 
congestión en sentido exportador en dicha interconexión, podría verse reducido o incluso 
llegar a anularse.
De carácter potestativo para las unidades de venta de energía correspondientes a  s
importaciones de energía desde aquellos sistemas eléctricos externos en los que no esté  oe.
implantado un sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio. w.
4.2.2  Ofertas de compra de energía: 2022-1183n https://w
unidLaadse so fdeer tavse ndtae  rceosmpepcrtao  dael  perongerragmíaa  sdeerá vne ndtea  dcaer áecnteerrg íoab leigsatatobrleioc idpoa rae n toedl aPsD BlaFs 
para la correspondiente unidad de venta de energía.
4.3  Unidades de programación para la adquisición de energía.
Los PM asociados a unidades de adquisición de energía para consumo de bombeo, 
asociadas tanto a transacciones de mercado como afectas a contratos bilaterales con 
entrega física, presentarán los siguientes tipos de oferta:
–  Ofertas  de  venta  de  energía  que  tendrán  carácter  obligatorio  respecto  al 
correspondiente  programa  de  adquisición  de  energía  para  consumo  de  bombeo 
programado en el PDBF (reducción hasta la anulación del programa de consumo de 
bombeo del PDBF).
– Ofertas de compra de energía que tendrán carácter potestativo, para el incremento 
respecto al PDBF del programa de consumo de bombeo de la unidad.
4.4  Unidades de programación genéricas.
Las  unidades  de  programación  genéricas  no  participarán  en  la  solución  de 
restricciones  técnicas,  no  aceptándose  por  ello  la  presentación  de  ofertas  de 
restricciones para este tipo de unidades de programación.
4.5  Características de las ofertas.
Las ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas serán, con carácter 
general,  ofertas  simples,  debiendo  ser  presentadas  por  el  PM  asociado  a  la 
correspondiente unidad, y ello con independencia de que dicha unidad de venta o de 
adquisición pueda estar afecta, además, de forma parcial o total, a uno o más contratos 
bilaterales con entrega física, para los que se haya comunicado su ejecución para el día 
siguiente.
En cada oferta se especificará la siguiente información:
– Tipo de oferta (producción, importación o consumo de bombeo).
– Para cada periodo de programación, y respecto a la energía programada en el 
PDBF se indicará:
• Energía a subir:
N.º de bloque: Bloques divisibles de precios crecientes, en orden correlativo de 1 
a 10 (número máximo de bloques).
Energía (MWh).
Precio de la energía ofertada: Este precio podrá ser negativo en todos los periodos 
de programación de los días en los que el precio marginal del mercado diario o de 
alguna de las sesiones de subastas del mercado intradiario haya resultado negativo en 
uno o más de los periodos horarios del horizonte de programación correspondiente al día 
en cuestión. El precio de la oferta de restricciones no podrá ser menor que el límite 
técnico inferior de precio establecido, en su caso, para las ofertas al mercado diario, o el 
menos entre el mínimo del diario y las subastas del intradiario si ambos fueran distintos.
• Energía a bajar:
N.º de bloque: Bloques divisibles de precios decrecientes, en orden correlativo de 1 
a 10 (número máximo de bloques). es
Energía (MWh). w.
de pPrroegcriaom daec liaó ne ndeer gloías  odfeíarsta dean:  lEosst eq upere ceilo  pproedcrioá  smear rgniengaal tidveol  emn etrocdaodso  lodsia prieor ioo ddoes   2022-1183n https://w
aulngou noa m dáes  ldaes  lsoess pioenrieosd odse  hsourbaarisotsa sd edle hl omriezorcnated od ein ptrraodgiararimo ahcaióyna  creosrruelstapdoon dnieegnateti vaol  deían 
en cuestión. El precio de la oferta de restricciones no podrá ser menor que el límite
técnico inferior de precio establecido, en su caso, para las ofertas al mercado diario, o el 
menos entre el mínimo del diario y las subastas del intradiario si ambos fueran distintos.
– Para los grupos térmicos, se deberán incorporar los tiempos de preaviso desde 
orden de arranque hasta mínimo técnico, en frío y en caliente, ambos declarados en 
minutos, a los efectos de determinar las soluciones técnicamente válidas para resolver 
una restricción. En el caso de los ciclos combinados multieje, se deberán facilitar los 
tiempos de preaviso por cada modo de funcionamiento, así como el tiempo de preaviso 
para el arranque de una turbina de gas adicional.
–  Código  para  la  definición  del  orden  de  precedencia  a  considerar  para  la 
repercusión de los posibles redespachos de energía a subir aplicados sobre una unidad 
de consumo de bombeo, y de los posibles redespachos de energía a bajar aplicados 
sobre una unidad de venta, en caso de que la misma participe simultáneamente en una 
transacción de mercado y en la ejecución de uno o más contratos bilaterales con entrega 
física (reducción prioritaria del programa correspondiente a la transacción de mercado y 
reducción posterior de los contratos bilaterales mediante prorrata entre ellos, prioridad 
inversa, o bien, aplicación de la regla prorrata sobre todo el conjunto de transacciones).
Las  unidades  de  venta  de  energía  correspondientes  a  grupos  térmicos  podrán 
presentar ofertas complejas que constarán de cuatro términos:
– Ingresos por mantener acoplada la unidad durante una hora.
– Ingresos por unidad de energía producida.
– Ingresos por arranque en frío.
– Ingresos por arranque en caliente.
En el proceso de solución de restricciones técnicas estas ofertas complejas serán 
tenidas en consideración únicamente en los casos en los que la correspondiente unidad 
de venta de energía tenga un programa horario nulo en todos y cada uno de los periodos 
que constituyen el horizonte diario de programación, o bien tenga únicamente programa 
de energía en uno o varios de los tres primeros periodos horarios de dicho horizonte, a 
modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la 
unidad.
Adicionalmente en el caso de ciclos combinados multieje el término de arranque en 
caliente  de  las  ofertas  complejas  será  tenido  en  cuenta  cuando  por  seguridad  del 
sistema, se requiera un cambio en el modo de funcionamiento que conlleve el arranque 
de una o más turbinas de gas.
En aquellos casos en los que la oferta compleja sea aplicable, al verificarse la 
condición  anteriormente  indicada,  la  utilización  de  la  misma  se  efectuará  bajo  los 
siguientes criterios:
– Se considerará que la unidad permanece acoplada en un determinado periodo de 
programación siempre y cuando su programa de producción sea superior a cero en dicho 
periodo.
– El término correspondiente a los ingresos por unidad de energía producida se 
especificará mediante un único bloque.
– Se considerará arranque en caliente o en frío según corresponda.
4.6  Actualización de las ofertas de restricciones técnicas en tiempo real.
Las ofertas presentadas al proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF 
podrán ser actualizadas de forma continua dentro del plazo de tiempo definido en el  e.e
procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación. b
L4o.7s  PPMre saesnotcaicaidóons d ea  oufenritdaasd dees  rdeest rpicrcoigornaems atécciónnic aas  lpoosr  dqeufee csteoa. de aplicación la  2022-1183n https://w
presentación de ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas podrán
disponer de ofertas de restricciones por defecto de acuerdo con lo dispuesto en el 
procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información.
5.  Criterios para la implementación práctica de la solución de restricciones técnicas.
Para el establecimiento de los redespachos de energía necesarios para la solución 
de las restricciones técnicas, se respetarán los valores correspondientes a las potencias 
mínimas  y  las  capacidades  máximas  de  potencia  activa  de  las  instalaciones  de 
generación, y las potencias nominales de las unidades de consumo de bombeo, de 
acuerdo con la definición de las mismas y otra información complementaria (potencia 
correspondiente al mínimo técnico de la unidad de producción, potencia nominal de 
consumo  de  bombeo,  etc.)  que  deberán  facilitar  al  OS  los  PM  asociados  a  las 
correspondientes unidades programación según lo establecido en el procedimiento de 
operación por el que se establece la información intercambiada por el OS, y de acuerdo 
con  lo  fijado  en  dicho  procedimiento.  Se  tendrán  en  cuenta,  además,  las  posibles 
limitaciones transitorias de estos valores de potencia comunicados también de forma 
fehaciente por los PM asociados a estas unidades al OS.
No serán tenidas en consideración, por el contrario, otras limitaciones distintas, 
propias de cada unidad de producción, tales como las rampas máximas de subida y 
bajada de carga de los grupos térmicos, entre otras, que deberán ser gestionadas en el 
mercado  intradiario,  cuando  así  sea  necesario,  por  los  PM  asociados  a  las 
correspondientes unidades.
Así,  el  OS  programará  únicamente  las  rampas  de  subida/bajada  de  carga  de 
unidades térmicas de producción cuando la solución de restricciones técnicas haya sido 
programada para un periodo de programación tal, que el PM asociado a dicha unidad de 
programación no tenga posibilidad efectiva de participar en el mercado intradiario por 
incompatibilidad de los horarios de dicho mercado con el periodo de programación para 
el que se establece el cambio del programa de la unidad de programación para la 
solución de las restricciones técnicas identificadas.
En todos los casos en los que la solución de restricciones técnicas lleve asociado el 
acoplamiento, incremento o disminución de producción de unidades físicas concretas, 
incorporadas en una determinada unidad de venta de energía, y no sea suficiente una 
modificación del programa de la unidad de venta de energía correspondiente, el OS 
definirá, además de la unidad de programación afectada por el redespacho de energía, 
las unidades físicas y los requisitos aplicables a cada una de ellas de forma detallada, 
incorporándose estos datos complementarios en áreas procesables de información que 
formarán parte de los intercambios de información correspondientes a los redespachos y 
limitaciones de seguridad comunicados por el OS como parte del proceso de solución de 
restricciones técnicas del PDBF.
En aquellos casos en los que los redespachos de energía sean aplicados sobre una 
unidad de programación integrada por más de una unidad física, las limitaciones por 
seguridad  podrán  afectar  también,  al  igual  que  se  ha  indicado  antes  para  los 
redespachos, únicamente a parte de las unidades físicas que la componen sin que 
quepa considerar, en estos casos, que estas limitaciones son aplicables necesariamente 
a todo el conjunto de la correspondiente unidad de programación.
Las  limitaciones  aplicadas  por  restricciones  técnicas  sobre  unidades  físicas 
integradas en una unidad de programación cuyo desglose (en horizonte diario, intradiario 
o  de  tiempo  real)  enviado  con  anterioridad  al  establecimiento  de  la  limitación  sea 
incorrecto, no darán lugar a redespachos de energía. e
Las limitaciones de programa máximo aplicadas sobre unidades de programación, o  bo
en su caso, sobre unidades físicas, a un valor igual a la potencia máxima disponible de la  w
duinsipdoandi bdlees p droeg lraasm uanciidóand eos d feís ilcaa su nqiduaed i nftíesgicrae,n o u naa l au nsiudmada  ddee  plraosg rpaomteanccióians,  nmoá xdiamráans   2022-1183n https://w
lugaLr aas  relidmeistapcaiochnoess  ddee  epnreorggríaa.ma máximo aplicadas por restricciones técnicas sobre
unidades físicas solo darán lugar a redespachos de energía en aquellos casos en los
que la unidad física tenga localización geográfica específica y cuente con telemedida 
asociada unívoca.
6.  Proceso de solución de las restricciones técnicas del programa diario base de 
funcionamiento (PDBF).
Este proceso consta de dos fases diferenciadas:
Fase 1: Modificación del programa PDBF por criterios de seguridad.
Fase 2: Reequilibrio de producción y demanda.
6.1  Fase 1: Modificación del programa PDBF por criterios de seguridad.
El objetivo de esta fase es la determinación de las restricciones técnicas que puedan 
afectar a la ejecución del PDBF, identificando aquellas modificaciones de programa que 
sean  necesarias  para  la  solución  de  las  restricciones  técnicas  detectadas,  y 
estableciendo las limitaciones de programa por seguridad necesarias para evitar la 
aparición de nuevas restricciones técnicas en la segunda fase del proceso de solución 
de restricciones técnicas y en subsiguientes mercados.
6.1.1  Identificación de las restricciones técnicas.
a)  Preparación de los casos de estudio.
Los análisis de seguridad para la identificación de las restricciones técnicas tendrán 
en cuenta la siguiente información:
– La producción y los programas de intercambios internacionales incluidos en el 
PDBF.
– Las desagregaciones de programas correspondientes a:
• Unidades  de  venta  de  energía  asociadas  a  grupos  térmicos  no  renovables  y 
centrales reversibles de bombeo.
• Unidades de venta de energía asociadas a instalaciones de producción que utilizan 
fuentes  de  energía  renovables  teniendo  en  cuenta  la  precisión  de  la  previsión  de 
entregas  de  producción  en  aquellas  instalaciones  cuya  producción  dependa  de  las 
condiciones de su recurso primario.
– La demanda prevista por el OS y la precisión de su previsión.
– La mejor previsión de producción eólica y solar de que disponga el OS.
– La mejor información disponible en relación con:
• Indisponibilidades tanto programadas como sobrevenidas que afecten a elementos 
de red.
•  Indisponibilidades  tanto  programadas  como  sobrevenidas  que  afecten  a  las 
unidades  físicas  de  producción  y  a  las  unidades  de  adquisición  para  consumo  de 
bombeo.
– La demanda se considerará distribuida en los diferentes nudos del modelo de red 
utilizado por el OS para la realización de los análisis de seguridad. Esta distribución de la 
demanda  por  nudos  la  efectuará  el  OS,  utilizando  como  soporte  para  ello  las 
aplicaciones de los sistemas de gestión de energía, y las aplicaciones informáticas y  es
Bases  de  Datos  específicamente  diseñadas  para  los  análisis  y  la  solución  de  las  o
restricciones técnicas. ww.
b)  Análisis de seguridad. 2022-1183n https://w
neceSsoabrrioes l aps abraa setosd aon teelr iohromrieznotnet ein ddiec adparosg, realm OaSci óenfe cet uaidreán ltoifsic aarnáá lilsaiss  dree sstreicgcuiroidnaeds 
técnicas que afecten al PDBF, de acuerdo con los criterios de seguridad, calidad y
fiabilidad contenidos en el procedimiento de operación por el que se establecen los 
criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico.
Los casos de estudio utilizados para la realización de los análisis de seguridad del 
PDBF serán puestos a disposición de los PM, en formato RAW de la aplicación PSS/E, 
una vez transcurrido el periodo de tiempo establecido, en su caso, por razones de 
confidencialidad de la información, tal y como se indica en el procedimiento de operación 
por el que se establecen los intercambios de información.
c)  Solución de restricciones técnicas.
Antes de proceder a la solución de las restricciones técnicas identificadas en el 
sistema eléctrico español, el OS resolverá, en su caso, las congestiones identificadas en 
el PDBF que afecten a las interconexiones con los sistemas eléctricos vecinos sin 
mecanismo coordinado de gestión de la capacidad de intercambio, con arreglo a lo 
establecido en la normativa y en los procedimientos de operación vigentes.
Una  vez  verificada  la  no  existencia  de  congestiones  en  las  interconexiones 
internacionales en las que no está implantado un sistema coordinado de gestión de la 
capacidad de intercambio, el OS analizará las condiciones de seguridad del sistema 
eléctrico  peninsular  español.  En  el  caso  de  identificarse  en  el  PDBF  restricciones 
técnicas internas al sistema eléctrico español, el OS estudiará para cada conjunto de 
periodos  de  programación  consecutivos  en  los  que  haya  identificado  restricciones 
técnicas, las posibles soluciones que técnicamente las resuelvan con un margen de 
seguridad adecuado.
6.1.2  Medios para la solución de las restricciones técnicas.
Para resolver las restricciones técnicas identificadas en el PDBF que afecten al 
sistema eléctrico peninsular español, el OS podrá considerar modificaciones topológicas, 
la predisposición de los sistemas de reducción de carga, y/o establecer incrementos o 
reducciones de la energía programada en el PDBF.
a)  Modificaciones  topológicas  con  influencia  en  los  flujos  de  potencia  activa  y 
reactiva de la red de transporte.
Mediante  el  empleo  de  cambios  topológicos,  cambios  de  tomas  de  los 
transformadores desfasadores, modificaciones en el ajuste de los dispositivos de control 
de flujo mediante electrónica de potencia, cambios en las tomas de los transformadores 
de potencia, conmutación de reactancias y condensadores y modificaciones en el ajuste 
de los equipos de control de tensión mediante electrónica de potencia.
El OS tendrá en cuenta estas medidas topológicas disponibles en los análisis de 
seguridad. Si durante la operación en tiempo real se detectan incumplimientos de los 
criterios de seguridad el OS activará las medidas topológicas previstas, siempre que su 
aplicación  contribuya  a  cumplir  los  criterios  de  funcionamiento  y  seguridad  de  la 
operación del sistema, manteniéndolas activas durante el tiempo que persistan dichos 
incumplimientos.
b)  Consideración de la predisposición de los sistemas de reducción de carga
El OS, para garantizar el cumplimiento de los criterios de seguridad establecidos en 
el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de funcionamiento y 
seguridad  de  la  operación  del  sistema,  podrá  considerar  la  predisposición  de  los  e.
sistemas  de  reducción  de  carga  de  las  instalaciones  cuya  producción  ante  una  w.b
ddeet etrramnisnpaodrate c oo netnin lgae rnecdi ad ec odnistrtirbibuuycai óan u.na determinada restricción identificada en la red  2022-1183n https://w
c)  Incremento de la energía programada en el PDBF.
Mediante la utilización de las ofertas de venta de energía presentadas al proceso de 
solución  de  restricciones  técnicas  por  unidades  de  venta  de  energía  asociadas  a 
instalaciones de producción:
– Unidades correspondientes a grupos térmicos no renovables.
– Unidades correspondientes a centrales reversibles de bombeo.
–  Unidades  de  producción  de  instalaciones  que  utilizan  fuentes  de  energía 
renovables.
d)  Reducción de la energía programada en el PDBF.
La  reducción  de  la  energía  programada  en  el  PDBF  para  la  solución  de  las 
restricciones  técnicas  identificadas  en  el  sistema  eléctrico  español  se  realizará  sin 
utilización directa de ofertas a estos efectos, siendo consideradas estas reducciones de 
programa anulaciones del programa correspondiente previsto en el PDBF.
Estas  reducciones  de  programa  para  la  solución  de  las  restricciones  técnicas 
identificadas en el PDBF podrán ser aplicadas sobre los siguientes tipos de unidades:
– Unidades de venta asociadas a instalaciones de producción:
• Unidades correspondientes a grupos térmicos no renovables.
• Unidades correspondientes a centrales reversibles de bombeo.
•  Unidades  de  producción  de  instalaciones  que  utilizan  fuentes  de  energía 
renovables.
– Unidades de adquisición de energía para consumo de bombeo.
–  En  el  caso  de  que  no  se  disponga  de  otros  medios  en  el  sistema  eléctrico 
peninsular español, o bien exista un riesgo cierto para el suministro en el territorio 
peninsular nacional, las reducciones de la energía programada en el PDBF se podrán 
hacer también extensivas a las unidades de adquisición correspondientes a programas 
de exportación de energía a través de las interconexiones con los sistemas eléctricos 
vecinos en las que no está implantado un sistema coordinado de gestión de la capacidad 
de intercambio.
e)  Situaciones excepcionales.
En  situaciones  excepcionales,  bien  por  falta  de  medios  en  el  sistema  eléctrico 
peninsular  español  o  por  riesgo  cierto  para  garantizar  el  suministro  en  el  territorio 
peninsular español, para la solución de las restricciones técnicas identificadas en el 
PDBF, el OS podrá solicitar a los sistemas eléctricos vecinos interconectados con el 
sistema eléctrico español, incrementos y/o reducciones de programas de energía en 
unidades ubicadas en su sistema.
6.1.3  Selección y aplicación de los medios de solución.
a)  Solución  de  restricciones  técnicas  mediante  el  incremento  de  la  energía 
programada en el PDBF.
En el caso de ser necesarios incrementos de la energía programada en el PDBF, y 
existir más de una solución técnicamente válida para la solución de la restricción técnica,  e.e
con un grado de fiabilidad equivalente bajo el punto de vista de la operación del sistema,  b
vqeoul leOu mSr eeepnfr eecestceuonantreóá m uuincnao   meavesanoloucriaa cdcióoon s taee  cloosinse ónmrdeoidc eacs adpleac culhalaosds op  odéseis btleeen sec srogomílauo c icolaon rerdesis feypr oeennledcgiieairn áte eansqt rueaé  llleaal    2022-1183n https://ww
Fvaalsoera 1c iódne  dseo luecsioósn  mdies mreosst rircecdioenspeas cthéocsn idcaes e, nye regl íavo alul mcoernre escpoonnódmieinctoe  rperseuclitoa nmtea rdgein alal 
horario del mercado diario. Para el cálculo del coste se considerará, en su caso, el
programa que las unidades de producción tengan en el día previo al de programación, de 
acuerdo con el último PHFC publicado con anterioridad al cierre del periodo de recepción 
de ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF.
A igualdad de coste para varias soluciones equivalentes en términos de eficacia 
técnica para la solución de las restricciones identificadas, el OS seleccionará aquélla que 
represente un menor movimiento de energía respecto al PDBF, y en caso de ser el 
mismo para dos o más unidades, dará prioridad a las instalaciones que utilicen fuentes 
de energía renovable y, tras ellas, a las instalaciones térmicas de cogeneración de alta 
eficiencia, frente al resto de instalaciones de producción.
Los incrementos de programa respecto al PDBF que sean aplicados para la solución 
de las restricciones técnicas se efectuarán mediante la aplicación de redespachos de 
energía y serán valorados sobre la base de la oferta presentada para el proceso de 
solución de restricciones.
En el caso de ciclos combinados multieje, cuando se requiera un cambio en el modo 
de funcionamiento de un ciclo combinado multieje, tal que conlleve el arranque de una o 
más turbinas de gas adicionales, se retribuirá el arranque programado y realizado de 
forma efectiva de cada turbina de gas de acuerdo con el término de arranque en caliente 
de la oferta compleja de restricciones técnicas que haya sido presentada.
Para la determinación del precio de los redespachos de energía y los posibles 
cambios de modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje que puedan requerir 
el arranque de una o más turbinas de gas adicionales, se considerará, en su caso, para 
las distintas unidades de producción, el programa que haya sido establecido para ellas 
en el día previo al de suministro de la energía, incorporado en el último PHFC que haya 
sido publicado con anterioridad al cierre del periodo de recepción de ofertas para el 
proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF.
b)  Solución  de  restricciones  técnicas  mediante  la  reducción  de  la  energía 
programada en el PDBF.
Las  reducciones  de  programa  para  la  solución  de  las  restricciones  técnicas 
identificadas  en  el  PDBF  se  efectuarán  mediante  la  aplicación  de  redespachos  de 
energía sobre dichas unidades y darán lugar a nuevos programas de energía.
En el caso de que se reduzcan los programas de venta de energía conforme a la 
aplicación de la regla prorrata, para realizar dicha reducción se establecerá un redondeo 
de dichos programas, mediante la aplicación de la Norma Internacional ISO 31 B, de 
forma que todos los programas resultantes estén expresados en valores enteros de 
MWh.
Las reducciones de programa respecto del PDBF que sean necesarias para la 
solución de las restricciones técnicas identificadas, aplicadas tanto sobre unidades de 
venta  de  energía,  como  de  adquisición  (consumo  de  bombeo  y,  en  su  caso, 
exportaciones) serán consideradas anulaciones del programa correspondiente previsto 
en el PDBF.
Cuando  en  el  proceso  de  solución  de  restricciones  técnicas  se  identifique  una 
restricción debida a un exceso de producción en una zona respecto a la capacidad de 
evacuación de la misma, en función de que dicha restricción se identifique ya en el caso 
base de estudio, o de que aparezca únicamente en caso de presentarse determinadas 
contingencias, se procederá tal y como se indica a continuación:
1.  Restricciones en el caso base de estudio o identificación de condiciones de  s
inestabilidad transitoria poscontingencia o ambos. oe.
restrSCiceuc ailóinmnd iotea nre áen ll  ace apl sropo rdbouaccsecesi óodn e d eeens  tsluaod lizuooc, nisóaen   apdfreoecc teareddseatr ráipc otcario l lnya e crsoe msttéroicc snceiicó ainns d dicseae t  aail d cfeoonnrtmtiifniaqu uaqecu ieóu nen:na   2022-1183n https://w
ningún momento se sobrepasen en las líneas y transformadores los límites de carga
máxima fijados en el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de 
funcionamiento y seguridad de la operación del sistema.
Esta misma actuación se llevará a cabo en los casos en los que ante contingencia, 
los análisis dinámicos pongan de manifiesto la existencia de situaciones de inestabilidad 
transitoria en una determinada zona del sistema eléctrico que queda débilmente unida al 
resto del sistema o, incluso en el extremo, prácticamente aislada del mismo, con un 
fuerte desequilibrio producción-demanda en la zona, que pondría en riesgo la seguridad 
del suministro en la misma.
En  el  caso  de  que  la  influencia  de  los  programas  de  las  unidades  sobre  las 
restricciones  técnicas  identificadas  no  sean  equivalentes,  la  modificación  de  los 
programas  de  las  diferentes  unidades  se  efectuará  reduciendo,  en  primer  lugar,  el 
programa de la unidad que tiene el mayor factor de contribución, respetando el programa 
de producción mínima que pueda ser requerido en esta unidad por razones de seguridad 
del sistema, procediendo a aplicar las sucesivas reducciones siguiendo el orden de los 
factores de contribución decrecientes obtenidos en los análisis de seguridad.
En  el  caso  de  que  haya  varias  unidades  cuya  contribución  a  las  restricciones 
técnicas identificadas sea equivalente, se procederá de la siguiente forma:
Se  establecerá  un  límite  de  programa  máximo  de  valor  igual  a  cero  sobre  las 
unidades físicas con influencia en la restricción que estén integradas en una unidad de 
programación con desglose incorrecto.
Se  establecerá  un  límite  de  programa  máximo  de  valor  igual  a  cero  sobre  las 
unidades de producción con un programa no factible, entendiéndose por tal un programa 
superior a cero e inferior al mínimo técnico de la unidad, y que no corresponda a un 
programa de energía de más de tres periodos horarios del horizonte de programación, a 
modo  de  rampa  ascendente  o  descendente  de  carga  asociada  a  un  proceso  de 
acoplamiento o desacoplamiento de la unidad.
Se prorrateará la energía a reducir entre el resto de las unidades en función de su 
programa previsto en el PDBF, teniéndose en cuenta el siguiente orden de prioridad de 
despacho por tipo de producción:
1)  Unidades  de  producción,  excepto  instalaciones  renovables  e  instalaciones 
térmicas de cogeneración de alta eficiencia atendiendo a la definición prevista en el 
artículo 2 del Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración.
2)  Unidades  de  producción  correspondientes  a  instalaciones  térmicas  de 
cogeneración de alta eficiencia atendiendo a la definición prevista en el artículo 2 del 
Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración.
3)  Unidades  de  producción  correspondientes  a  instalaciones  renovables 
gestionables  de  acuerdo  a  la  definición  establecida  en  el  anexo  XV  del  Real 
decreto 413/2014, de 6 de junio.
4)  Unidades  de  producción  correspondientes  a  instalaciones  renovables  no 
gestionables  de  acuerdo  a  la  definición  establecida  en  el  anexo  XV  del  Real 
decreto 413/2014, de 6 de junio. Dentro de este conjunto de unidades, se reducirán en 
último lugar aquellas cuya adecuación tecnológica, de acuerdo con lo fijado en los 
procedimientos de operación 12.2 y 12.3, contribuya en mayor medida a garantizar las 
condiciones de seguridad y calidad de suministro en el sistema eléctrico peninsular 
español.
Además, dentro de cada conjunto anterior de unidades, se reducirán en último lugar  s
aquellos generadores que reciban consignas de tensión del OS. oe.
En este proceso de reducción del programa de energía respecto al PDBF mediante  w.
eppnrrooegrrrgraaítama  asecenió  nrue nsapo e mtoa orádm oeá ls d med íenr iammloosp  até trcednseic socp erdinmede elrnootsse   gpdreuerp ioocdsa orgtséa r,mh oiacrsaoorsic oiysa  dlaod se la pl hroopgrriorzacomensateos   dddeee    2022-1183n https://w
desacoplamiento de la unidad. Si una vez reducida al mínimo técnico la producción de
los  grupos,  persistiese  aún  un  exceso  de  producción  en  la  zona,  se  procederá  a
programar la parada de dichos grupos, de acuerdo con el orden de mérito de las ofertas 
de compra de energía (reducción del programa PDBF) presentadas para el proceso de 
solución de restricciones técnicas, iniciando la programación de la parada de aquellas 
unidades que han presentado un mayor precio en su oferta de compra de energía.
Cuando coincidan ofertas al mismo precio, se programará la parada de grupos 
térmicos en función de sus mínimos técnicos, comenzando por aquellos grupos que 
resuelvan la congestión con el menor movimiento de energía, siempre que la seguridad 
del sistema eléctrico así lo permita. En este proceso de programación de la parada de la 
unidad,  se  tendrá  en  cuenta  el  impacto  del  consumo  asociado  a  dicha  unidad  de 
generación.
En este proceso de programación de la parada de grupos térmicos, se deberá tener 
en cuenta además el tiempo de preaviso de arranque en frío desde orden de arranque 
hasta mínimo técnico, y/o, en su caso, el tiempo de preaviso para el arranque de una 
turbina de gas adicional, programándose así en primer lugar, en el caso de que la 
seguridad del sistema así lo requiera, la parada del grupo con un menor tiempo de 
arranque.
En el caso concreto de que se identifique una restricción en la que se requiera la 
reducción del programa de varias unidades pertenecientes a un mismo PM con una 
contribución equivalente a la restricción y mismo orden de prioridad de despacho por tipo 
de producción de este apartado, se prorrateará preferentemente la energía a reducir 
para la solución de la congestión entre la suma del programa PDBF de todas las 
unidades de producción pertenecientes a un mismo PM, y se tendrá en cuenta el orden 
de preferencia comunicado al OS por el correspondiente PM para sus unidades a la hora 
de aplicar la reducción de programas a las unidades de producción de cada PM, de 
acuerdo con lo dispuesto en el procedimiento de operación por el que se establecen los 
intercambios de información con el OS y, siempre que la seguridad del sistema así lo 
permita.
2.  Restricciones en situaciones poscontingencia.
Una vez comprobada la no existencia de restricciones en el caso base de estudio, o 
de condiciones de inestabilidad transitoria que requieran la reducción a priori de la 
producción en la zona, habiendo sido ya resueltas las que, en su caso, se hubieran 
identificado,  se  analizará  a  continuación  la  posible  existencia  de  restricciones 
poscontingencia.
En este caso, se procederá a resolver la restricción de igual forma que en el caso 
base de estudio, teniendo en cuenta que, a igualdad de factor de influencia, se reducirán 
en primer lugar los programas de las unidades sin sistema de reducción de carga 
habilitado ante la contingencia que produce la restricción, de acuerdo con los criterios de 
prioridad establecidos en el apartado anterior.
Si  aun  así  no  se  resolviese  la  congestión,  el  OS  procedería  a  considerar  la 
predisposición de los sistemas de reducción de carga en la zona ante la contingencia 
que produzca la restricción, hasta el valor de potencia máximo admisible por seguridad 
que se podrá reducir mediante estos sistemas.
Si una vez alcanzado este valor de potencia máxima admisible no fuese suficiente 
para resolver la restricción, el OS procedería a reducir los programas de las unidades 
con sistema de reducción de carga habilitado para la contingencia que produce la 
restricción, de acuerdo con los criterios de prioridad establecidos en el apartado anterior.
En el caso de automatismos de teledisparo, lo anterior será de aplicación siempre y  e
cuando  actúen  con  la  velocidad  de  respuesta  requerida,  cumplan  las  condiciones  bo
técnicas  establecidas  y  estén  así  habilitados  por  el  OS  para  realizar  esta  función,  w
quedEal nPdMo  gaasraonctiiazdaod aa e nc atoddao  umnoidmaedn tdoe l a psreoggurarimdaadc idóenl  sdisetbeemráa  ecloémcturincioc.ar  al  OS,  sin  2022-1183n https://w
fduilnacciioónna, mcieunatloq udiee re sctoasm sbiisot emo asm doed rifeicdauccicóinó n qduee c aprguae.da  afectar  a  la  operativa  o
c)  Solución de restricciones técnicas debidas a insuficiente reserva de potencia a subir.
En  aquellos  casos  en  los  que,  una  vez  ya  incorporados  los  redespachos  y 
limitaciones de seguridad sobre el programa PDBF necesarios para la solución de las 
restricciones técnicas, se identifique la existencia de una insuficiente reserva de potencia 
a subir en el programa resultante, el OS aplicará limitaciones de programa mínimo a un 
valor igual a su mínimo técnico sobre todos los grupos térmicos programados en el 
PDBF habilitados para participar en la Fase 2 del proceso de solución de restricciones 
técnicas y/o servicios de balance de activación manual. En el caso de grupos térmicos 
compuestos por más de una unidad física, el valor de la limitación será igual a la suma 
de  los  valores  de  mínimo  técnico  de  las  unidades  físicas  cuyo  valor  de  desglose 
comunicado sea igual o superior al mínimo técnico de la instalación.
d)  Solución de restricciones técnicas debidas a insuficiente reserva de potencia a bajar.
En  aquellos  casos  en  los  que,  una  vez  ya  incorporados  los  redespachos  y 
limitaciones de seguridad sobre el programa PDBF necesarios para la solución de las 
restricciones técnicas, se identifique la existencia de una insuficiente reserva de potencia 
a bajar en el programa resultante, el OS podrá proceder a aplicar limitaciones de 
programa sobre las unidades de adquisición correspondientes a consumo de bombeo 
hasta  un  valor  igual  al  de  su  programa  en  el  PDBF,  al  objeto  de  evitar  posibles 
reducciones posteriores de este programa de consumo de bombeo.
6.1.4  Implementación práctica de la solución de restricciones.
El OS establecerá las modificaciones de los programas necesarias para la solución 
de  restricciones  técnicas,  indicando  para  cada  unidad  afectada  por  dichas 
modificaciones, el tipo y magnitud del redespacho que le es aplicable, para lo que se 
utilizarán las siguientes calificaciones:
– UPO (Unidad con Programa Obligado):
Unidad de venta de energía para la que se requiere el acoplamiento o el incremento 
de su programa de venta respecto al PDBF.
Unidad de consumo de bombeo, o en su caso, unidad de adquisición de energía 
correspondiente a una exportación a través de las interconexiones con los sistemas 
eléctricos vecinos sin sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio, 
para la que se requiere una reducción de su programa de adquisición respecto al PDBF.
– UPL (Unidad con Programa Limitado):
Unidad de venta de energía para la que se requiere una reducción de su programa 
de venta respecto al PDBF.
Los redespachos de energía correspondientes a la solución de restricciones técnicas 
en  el  mercado  diario,  una  vez  incorporados  en  el  PDVP,  se  considerarán  firmes, 
manteniéndose  sin  variación  el  programa  de  energía  incluso  en  el  caso  de  que 
desaparezcan las condiciones que han dado lugar a la restricción técnica.
En el caso de la aplicación de redespachos a bajar sobre unidades de venta de 
energía correspondientes a unidades de producción o a importaciones, o sobre unidades 
de adquisición para consumo de bombeo o en su caso exportaciones, participando la 
correspondiente unidad de forma simultánea en una transacción de mercado y en la  e
ejecución de uno o más contratos bilaterales con entrega física, el OS procederá a  bo
distribuir el correspondiente redespacho sobre las distintas transacciones en las que  w
pmlpaar eerntcsicceoiidlpoueancn aiódcdniicoa h  idance cóu odnrliapigdsooa r dare,de ntose  tnerdiinceicc nlhiaoda noo e feoesnfr et atrcét uapce,rn enicsstaaee sn p.tc aaordEanan s e pidlolcoear r seaeolrl  á cP ódMcde oi agmsonoo odc  eiaoh ddpaoecbi feóainrn  idc isicpóihdonaor  d  uedinnle icodfelraudcdidte oopn,  a drelaeal     OE-A-2022-1183able en https://w
reducción prioritaria del programa correspondiente a la transacción de mercado y, la
reducción posterior de todos los contratos bilaterales en los que interviene la misma 
unidad aplicando prorrata entre los mismos, cuando sean más de uno.
6.1.5  Establecimiento de limitaciones por seguridad.
Como  parte  del  proceso  de  solución  de  restricciones  técnicas,  el  OS  deberá 
establecer las limitaciones que sean necesarias, por razones de seguridad del sistema, 
sobre  los  programas  de  las  diferentes  unidades  de  venta  de  energía  y  sobre  los 
programas de adquisición para consumo de bombeo y, en su caso, sobre los programas 
correspondientes a exportaciones de energía a través de las interconexiones con los 
sistemas eléctricos vecinos sin mecanismo coordinado de gestión de la capacidad de 
intercambio.
La aplicación de estas limitaciones por seguridad tendrá como objetivo evitar la 
aparición de nuevas restricciones en los procesos posteriores.
El OS establecerá estas limitaciones de programa por seguridad con arreglo a las 
siguientes clasificaciones:
– LPMI (Limitación de Programa Mínimo o Límite Inferior) aplicable a:
Unidad  de  venta  de  energía  que,  por  razones  de  seguridad  del  sistema,  debe 
mantener un determinado programa mínimo de venta de energía.
Unidad de adquisición de energía correspondiente a un consumo de bombeo o, en 
su caso, a una exportación de energía a través de las interconexiones con los sistemas 
eléctricos vecinos, en la que por razones de seguridad del sistema su programa de 
adquisición de energía no puede superar un determinado valor.
– LPMA (Limitación de Programa Máximo o Límite Superior) aplicable a:
Unidad de venta de energía en la que, por razones de seguridad del sistema, su 
programa de venta de energía no puede superar un determinado valor.
Unidad de adquisición de energía correspondiente a un consumo de bombeo en la 
que por razones de seguridad del sistema su programa de adquisición de energía no 
puede ser inferior a un determinado valor.
Establecimiento de limitaciones de programa máximo para evitar restricciones en 
posteriores mercados:
En el caso de que no existan restricciones en el caso base de estudio ni en situación 
poscontingencia con los programas de venta de energía en el PDBF correspondientes a 
estas unidades de producción, pero estas restricciones pudieran presentarse si las 
unidades  de  producción  de  la  zona  incrementasen  su  producción  en  posteriores 
mercados (mercado intradiario, servicios de balance de activación manual), por encima 
de un cierto valor, el OS procederá de la siguiente forma:
Determinará  horariamente,  cuál  es  el  máximo  valor  de  producción  que  puede 
admitirse en la zona, identificando si la restricción se presentaría sólo en situación 
poscontingencia, o bien si correspondería a una restricción en el caso base.
Si la posible restricción se presentase en el caso base, se determinará cuál es el 
valor máximo admisible de producción de la zona teniendo en cuenta los programas de 
producción previstos de todas las unidades de producción participantes en la restricción.
Si  la  posible  restricción  se  presentase  sólo  en  situación  poscontingencia,  se 
determinará  cuál  es  el  valor  máximo  admisible  de  producción  de  las  unidades  sin  e.
sistema de reducción de carga en la zona restando a la capacidad de evacuación la  w.b
spuamrtUiacn ipada env teezlos  see sntp alrabo lgceorcanidmgoea sest nió danem  cobpnoro ss dicsuatcescmoiósan  e dle pm rreeávdxiisumtcoocsi ó inndc edre em laceasn rgtuoan  dhideaa bpdirleiotsad dudoce.c iópnr oredsupceccióton   2022-1183n https://w
aca lpoasc pidraodg raadmicaiso nparle dviisstpoosn, ibaldem (iesli bqluee p roers rualtzeo nseers  mdeá ss elimguitraidtiavdo  ddee l asmisbteoms)a, ,s eel  avsailgonr adráe 
mediante la aplicación de una limitación individual de programa máximo sobre cada
unidad de producción de la zona con influencia en la congestión afectada por el reparto 
de la capacidad de evacuación.
El OS establecerá dichas limitaciones de programa por seguridad dando prioridad a 
las unidades con programa factible, considerando las posibles limitaciones de programa 
por seguridad establecidas por el OS, y utilizando, a igualdad de criterios técnicos, el 
orden de mérito calculado como el coste de programación a potencia máxima disponible 
por  unidad  de  energía  programable  para  el  conjunto  de  periodos  horarios 
correspondientes, conforme a las ofertas de venta de energía presentadas al proceso de 
solución de restricciones técnicas para repartir, en su caso, la posible modificación de los 
programas entre las distintas unidades.
Cuando coincida el coste de programación, se dará prioridad a las instalaciones que 
utilicen  fuentes  de  energía  renovable  y,  tras  ellas,  a  las  instalaciones  térmicas  de 
cogeneración de alta eficiencia, frente al resto de instalaciones de producción, y en caso 
de igualdad de coste y prioridad, se repartirá la posible modificación de los programas 
entre  las  distintas  unidades,  ordenándolas  de  menor  a  mayor  potencia  máxima 
disponible.
La  asignación  de  limitaciones  de  programa  por  seguridad  condicionará  los 
posteriores programas de venta de energía y/o de adquisición de energía para consumo 
de bombeo y, en su caso, de exportación a través de las interconexiones con los 
sistemas eléctricos vecinos, de las unidades de programación, y en su caso, de las 
unidades físicas, sobre las que han sido aplicadas dichas limitaciones por seguridad.
Los  PM  asociados  a  unidades  de  programación  deberán  tener  en  cuenta  las 
limitaciones  de  programa  establecidas  por  seguridad  sobre  las  unidades  de 
programación, y en su caso, sobre las unidades físicas, y asegurarse de que respetan 
dichas limitaciones en los mercados posteriores.
La  modificación  de  los  programas  de  energía  respecto  al  PDBF,  mediante  la 
aplicación de redespachos de energía de tipo UPO (Unidad con Programa Obligado) y 
UPL (Unidad con Programa Limitado), para la solución de las restricciones técnicas 
identificadas, dará lugar a una asignación automática de limitaciones por seguridad:
1)  La asignación de un programa obligado (UPO) sobre una determinada unidad de 
venta de energía dará lugar a la aplicación de una limitación de programa mínimo 
(LPMI), limitación que sólo permitirá aplicar después sobre dicha unidad redespachos de 
energía a subir (incrementos del programa de venta de energía).
2)  La asignación de un programa obligado (UPO) sobre una unidad de adquisición 
de energía para consumo de bombeo dará lugar a la aplicación de una limitación de 
programa mínimo (LPMI), limitación que sólo permitirá aplicar después sobre esta unidad 
redespachos de energía a subir (reducciones del programa de adquisición de energía 
para consumo de bombeo).
3)  La asignación de un programa limitado (UPL) sobre una unidad de venta de 
energía, dará lugar a la aplicación de una limitación de programa máximo (LPMA), 
limitación que sólo permitirá aplicar después sobre esta unidad redespachos de energía 
a bajar (reducciones del programa de venta de energía).
La aplicación de limitaciones de programa por seguridad que establezcan límites de 
programa mínimo (LPMI) o límites de programa máximo (LPMA) sobre el programa de 
una unidad de venta de energía o sobre el de adquisición de consumo de bombeo o, en 
su caso, de exportación a través de las interconexiones con los sistemas eléctricos 
vecinos sin sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio, sólo permitirá  e
la aplicación de redespachos que respeten los límites de potencia máxima a bajar o a  bo
subir, respectivamente, para ellos establecidos. w
podrEásnt adse slimapitaarceicoenre sú ndicea pmreongtrea mena  aeqsutaebllloesc idcaass opso er nr alozos nqeuse  deel  OseSg uerliidmainde d oe l asjuisstteem laa   2022-1183n https://w
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condiciones que imponían dicha restricción de programa.
Cuando las limitaciones por seguridad de programa mínimo (LPMI) o de programa 
máximo (LPMA) vayan asociadas a unidades físicas concretas y no al conjunto de la 
unidad de venta, las limitaciones de programa por seguridad en posteriores mercados se 
asociarán también a estas unidades físicas y no al conjunto de la unidad de venta de 
energía.
6.1.6  Tratamiento de la solución de restricciones técnicas en la Red de Distribución.
En aquellos casos en los que, con el programa de producción previsto, el gestor de la 
red de distribución identifique la existencia de un problema de seguridad en la red objeto 
de su gestión que no pueda resolver mediante la adopción de distintas medidas en la red 
bajo su gestión, podrá solicitar al OS la introducción de las limitaciones de programa que 
sean precisas en el PDBF para garantizar la seguridad en la red de distribución afectada.
En tal caso, el gestor de la red de distribución comunicará al OS, de acuerdo con el 
procedimiento de operación por el que se establece el intercambio de información, el 
problema identificado, el riesgo existente en la red de distribución objeto de su gestión, 
los días y periodos de programación afectados, las medidas a tomar, y las limitaciones 
requeridas en las unidades de producción, indicando explícitamente las unidades de 
programación y/o las unidades físicas a las que aplican dichas limitaciones.
Cuando el gestor de la red de distribución identifique la existencia de restricciones en 
la red objeto de su gestión como consecuencia de la programación de un descargo en la 
red de transporte o en la red de distribución, dicho gestor deberá comunicar este hecho 
al OS con la mayor antelación posible, al objeto de que dicha información pueda formar 
parte de la comunicación de indisponibilidades de red con influencia en el programa de 
producción que el OS comunica cada día con anterioridad al mercado diario, de acuerdo 
con  lo  dispuesto  en  el  procedimiento  de  operación  por  el  que  se  establecen  los 
intercambios de información.
En aquellos casos en los que lo anterior no sea posible, por retrasos no deseados en 
la comunicación de dicha información, u otras causas no previstas, o bien cuando la 
restricción técnica esté directamente asociada al propio plan de producción previsto en el 
PDBF, el gestor de la red de distribución deberá comunicar al OS la existencia de dicha 
restricción técnica con una antelación no inferior a una hora con respecto a la hora límite 
establecida para la publicación del PDVP del día en el que se realiza la programación y, 
en cualquier caso, con anterioridad a la publicación por el OS de los redespachos de 
energía y las limitaciones necesarias por razones de seguridad para la solución de las 
restricciones técnicas identificadas en el PDBF, al objeto de que estas modificaciones 
adicionales del programa PDBF puedan ser también tenidas en cuenta en el proceso de 
reequilibrio generación-demanda.
De acuerdo con esta información, el OS introducirá las limitaciones requeridas en el 
PDBF considerando, en su caso, la predisposición de los sistemas de reducción de 
carga,  e  informará  de  forma  fehaciente  al  gestor  de  la  red  de  distribución  de  la 
introducción de los redespachos, de las limitaciones de programa aplicadas debido a la 
seguridad de la red de distribución, y de otras medidas que el OS pudiera adoptar.
Para estos redespachos y limitaciones de seguridad aplicados sobre el programa 
PDBF  por  razones  de  seguridad  de  la  red  de  distribución,  el  OS  utilizará, 
preferentemente, códigos específicos al objeto de poder establecer con precisión, tanto 
su volumen, como los costes asociados a los mismos.
6.1.7  Tratamiento de las modificaciones de programa solicitadas por los sistemas  s
eléctricos vecinos. oe.
cmoond Lifoeicsla  gcseioissntteoemrse aqs u deee lsé lecaat rrniec pdor  edecesi stparaasñn eosnpl  oeprlt oePd DdráeBn Fs  ipssatoerlmiac iagtasar r ealnaétlc iztraOicrS ola s  slvaee gciuinnrtoirdosa ddiun cetecnri cósonun  reedcdeta. dlaoss   2022-1183n https://w
por Eesnc traitlo c –amsoe,d eial ngtees ftaoxr  doe c loar rreeod  edleec ttrraónnsicpoo–rt ea l dOeSl s, iisntfeomrmaá enldéoctleri cdoe vl ericeisngoo s eex disitreignirteá   BOE-A-cable e
en la red de transporte objeto de su gestión, y detallando, además, los días y periodos de 
programación afectados, las medidas a tomar, y las modificaciones requeridas en los 
programas de producción, en el caso de que así sean necesarias. En esta comunicación 
el  gestor  de  la  red  de  transporte  del  sistema  eléctrico  vecino  deberá  justificar 
detalladamente dichos requerimientos, el riesgo existente en su red y la imposibilidad de 
adoptar otras medidas alternativas (medidas topológicas o modificación de programas en 
unidades de su sistema eléctrico, entre otras) que pudieran evitar, o al menos reducir, la 
introducción de las modificaciones de programa solicitadas.
Dicha información deberá ser comunicada por el gestor de la red de transporte del 
sistema eléctrico vecino al OS con la mayor antelación posible y, en cualquier caso, con 
anterioridad a la publicación por el OS de los redespachos de energía y las limitaciones 
necesarias por razones de seguridad para la solución de las restricciones técnicas 
identificadas en el PDBF, al objeto de que estas modificaciones adicionales del programa 
PDBF puedan ser también tenidas en cuenta en el proceso de reequilibrio generación-
demanda.
De acuerdo con esta información, el OS introducirá las modificaciones requeridas en 
el PDBF e informará de forma fehaciente al gestor de la red de transporte del sistema 
eléctrico vecino de la introducción de estos redespachos y de las modificaciones de 
programa asociadas, así como de las limitaciones de programa aplicadas en razón de la 
seguridad de su red de transporte.
Para estos redespachos y limitaciones de seguridad aplicados sobre el programa 
PDBF a solicitud del sistema eléctrico vecino, el OS utilizará, preferentemente, códigos 
específicos al objeto de poder establecer con precisión, tanto su volumen, como los 
costes asociados a los mismos que serán sufragados por el sistema eléctrico vecino que 
haya realizado la correspondiente solicitud.
6.2  Fase 2: Reequilibrio generación-demanda.
Una  vez  resueltas  las  restricciones  técnicas  identificadas  en  el  PDBF  el  OS 
procederá  a  realizar  las  modificaciones  de  programa  necesarias  para  obtener  un 
programa  equilibrado  en  generación  y  demanda,  respetando  las  limitaciones 
establecidas, por razones de seguridad del sistema, en la primera fase del proceso de 
solución de restricciones técnicas, y los valores previstos y publicados de la capacidad 
de intercambio en las interconexiones internacionales.
6.2.1  Medios para el reequilibrio generación-demanda:
Para restituir el equilibrio generación-demanda, el OS podrá proceder a la asignación 
de  las  ofertas  simples  presentadas  y  aceptadas  para  el  proceso  de  solución  de 
restricciones técnicas para el incremento o la reducción de la energía programada en el 
PDBF por los PM asociados a los siguientes tipos de unidades:
a)  Unidades  de  venta  de  energía  asociadas  a  instalaciones  de  producción 
consideradas aptas para participar en la fase 2 del servicio de restricciones técnicas 
según la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía por la que se establecen los 
criterios de aptitud para participar en los servicios de ajuste del sistema.
b)  Unidades de venta correspondientes a importaciones de energía a través de las 
interconexiones con los sistemas eléctricos vecinos sin sistema coordinado de gestión de 
la capacidad de intercambio.
c)  Unidades de adquisición de energía para consumo de bombeo (UAB). e.e
Los bloques de ofertas que se asignarán serán, en su caso, los siguientes a los ya  w
utiliz6a.2d.o2s  eSne elel cpcroiócne syo a dpleic saocliuócni ódne  dloes  rmesetdriicocsio pnaersa  peol rre cerqiteuriliiobsri od eg esneegruarcidióand-.demanda: 2022-1183n https://w
El OS determinará las modificaciones que deban realizarse sobre el PDBF, tras la
inclusión de las modificaciones establecidas en la primera fase del proceso de solución
de  restricciones  técnicas  para  obtener  un  programa  equilibrado  en  generación  y 
demanda en todos y cada uno de los periodos de programación, con el criterio de que 
estas modificaciones tengan el menor impacto económico posible, y respetando en todos 
los casos las limitaciones de programa por seguridad establecidas en la primera fase del 
proceso y la capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales.
En caso de ser necesario resolver en esta fase un exceso de generación creado en 
la primera fase, el OS determinará las unidades que verán modificado su programa 
conforme a la aplicación de los siguientes criterios:
Asignación de modificaciones de programa, en primer lugar, a aquellas unidades 
que, estando obligadas a la presentación de ofertas de energía a bajar para el proceso 
de solución de restricciones técnicas, no hayan atendido dicha obligación.
En caso de que la modificación, compatible con el cumplimiento de los criterios de 
seguridad, de los programas de este conjunto de unidades que no han atendido al 
requerimiento de presentar sus ofertas al OS, exceda las necesidades de energía a bajar 
para el reequilibrio generación-demanda, se procederá a distribuir las modificaciones de 
programa entre las mismas mediante un reparto a prorrata entre todas ellas.
Cuando tras la modificación de todos y cada uno de los programas de las unidades 
que no han atendido al requerimiento de presentar sus ofertas al OS, persista aún un 
cierto desequilibrio generación-demanda, el OS procederá a la asignación de las ofertas 
de compra de energía para la reducción del programa PDBF presentadas al proceso de 
solución de restricciones técnicas, ofertas que serán asignadas según precios de oferta 
decrecientes y teniendo en cuenta el punto de funcionamiento de la unidad.
En caso de ser necesario resolver en esta fase un déficit de generación resultante de 
la modificación de programas en la primera fase, el OS determinará las unidades que 
verán modificado su programa conforme a la aplicación de los siguientes criterios:
Asignación de modificaciones de programa, en primer lugar, a aquellas unidades que 
estando obligadas a la presentación de ofertas de energía a subir para la solución de las 
restricciones técnicas, no hayan presentado sin embargo estas ofertas.
En caso de que la modificación, compatible con el cumplimiento de los criterios de 
seguridad, de los programas de este conjunto de unidades que no han atendido al 
requerimiento de presentar sus ofertas al OS, exceda las necesidades de energía a subir 
para el reequilibrio generación-demanda, se procederá a distribuir las modificaciones de 
programa entre las mismas mediante un reparto a prorrata entre todas ellas.
Cuando tras la modificación de todos y cada uno de los programas de las unidades 
que no han atendido al requerimiento de presentar sus ofertas al OS, persista aún un 
cierto desequilibrio generación-demanda, el OS procederá a la asignación de las ofertas 
de venta de energía (incremento del programa de las unidades de venta y/o reducción 
del programa de las unidades de adquisición correspondientes a consumo de bombeo) 
presentadas  al  proceso  de  solución  de  restricciones  técnicas,  ofertas  que  serán 
asignadas según precios de oferta crecientes.
En ambos casos, si al final de la asignación existiera coincidencia de precios en más 
de una oferta, no pudiendo ser asignado completo dicho conjunto de ofertas del mismo 
precio, la asignación se efectuará mediante un reparto a prorrata entre dicho conjunto de 
ofertas del mismo precio, dando prioridad en este proceso a que no se reduzca (caso de 
resolver un exceso de generación) o se incremente (caso de resolver un déficit de 
generación), la producción de las instalaciones que utilicen fuentes de energía renovable 
y, tras ellas, a las instalaciones térmicas de cogeneración de alta eficiencia. e
En  este  reparto  a  prorrata  se  respetarán  únicamente  los  mínimos  técnicos  de  bo
aquellas unidades sobre las que se hayan aplicado, por razones de seguridad del  w
sisteUmnaa,  vliemzi taocbitoenneidso d uen p proroggrarammaa m eínqiumiliob r(aLdPoM gI)e.neración-demanda, el OS procederá a  2022-1183n https://w
flaija pduobsl iecna ceiól np rdoecle dPirmogiernatmo ad eD ioaprieor aVciiaóbnl ep oPrr oevl isqiuoen asle ( PeDstVabPl)e, cceo lnaf oprrmoger aam loasc ióhno rdaeri olas 
generación.
6.3  Indisponibilidades de unidades de producción con influencia en la seguridad, 
comunicadas después de publicado el PDBF.
En el caso de una indisponibilidad parcial o total para el día objeto de programación 
de una unidad de producción programada o limitada para la solución de restricciones del 
PDBF, si la comunicación de dicha indisponibilidad se realiza con una antelación no 
inferior a una hora con respecto a la hora límite establecida para la publicación del PDVP 
en el que se efectúa dicha programación, el OS tratará de reajustar el programa previsto 
para la solución de las restricciones del PDBF, de acuerdo con la última información 
disponible en relación con las indisponibilidades de generación.
Si la comunicación de la indisponibilidad se recibe con posterioridad a la hora límite 
indicada en el párrafo inmediatamente anterior, o bien, si aun siendo conocida antes de 
dicha hora, la indisponibilidad comunicada afecta a la solución de las restricciones del 
PDBF en una medida tal que la consideración de la misma podría retrasar la publicación 
del PDVP, y afectar a los mercados posteriores, el OS procederá a publicar el PDVP sin 
considerar  dicha  indisponibilidad  de  generación,  abordándose  la  solución  de  la 
restricción técnica asociada a la existencia de esta indisponibilidad, una vez ya publicado 
el PDVP.
Para establecer la solución de las restricciones técnicas, el OS tendrá en cuenta 
tanto  las  indisponibilidades  que  le  han  sido  comunicadas  por  los  respectivos  PM 
asociados a unidades de programación a través de los registros de indisponibilidad, 
como aquella otra información que le haya sido transmitida por los PM asociados a 
dichas unidades de programación, a través de otros posibles medios de comunicación 
provistos de sistemas de registro.
Una vez declarada la indisponibilidad de una unidad de producción, y habiendo sido 
tenida  en  cuenta  dicha  indisponibilidad  en  el  proceso  de  solución  de  restricciones 
técnicas del PDBF, no habiéndose aplicado así sobre dicha unidad redespachos ni 
limitaciones de programa por seguridad, el PM asociado a la unidad podrá acudir al 
mercado intradiario para recomprar el programa de energía previsto en el PDBF y que no 
puede producir, al objeto de evitar incurrir en un desvío frente a su programa PDBF.
En el caso de que para evitar importantes retrasos en la publicación del PDVP, el OS 
haya mantenido aplicadas limitaciones por seguridad, y en su caso redespachos de 
energía sobre una unidad de producción para la que el PM asociado ha comunicado una 
indisponibilidad para el día siguiente, el OS inmediatamente después de publicado el 
PDVP procederá a introducir las anotaciones de desvío por indisponibilidad sobre el 
programa de dicha unidad, de acuerdo con los registros de indisponibilidad enviados por 
el PM asociado, manteniéndose sin modificación las limitaciones por seguridad aplicadas 
sobre dicha unidad.
En  el  caso  de  un  adelanto  de  la  disponibilidad  de  la  unidad  sobre  el  horario 
inicialmente previsto, el OS procederá a la eliminación de las anotaciones de desvío por 
la indisponibilidad declarada, manteniendo la unidad el programa PDVP establecido para 
la solución de las restricciones técnicas del PDBF, y las limitaciones por seguridad 
asociadas a dicha programación.
En el caso de que este adelanto de la disponibilidad de la unidad sobre el horario 
inicialmente previsto se produzca después de que la unidad de producción haya reducido 
el programa afectado por la indisponibilidad mediante su participación en el mercado 
intradiario, dicha unidad de producción únicamente podrá participar en la programación 
mediante la presentación de ofertas en el mercado intradiario o, en su caso, en la 
asignación de energías de balance de activación manual. e.
6.4  Información al OM y a los PM. w
pondCroám ao  driesspuolstaicdióon d deel lp OroMce ys od ed elo sso PluMci,ó dne d aec ureesrtdroic ccioonn elos  ftiéjacdnoic aesn  deel lp ProDcBeFd,i meile OntSo   2022-1183n https://w
de operación por el que se establecen los intercambios de información, las siguientes
informaciones:
– Información que el OS pondrá a disposición del OM:
Las limitaciones por seguridad aplicadas sobre los programas de las unidades de 
venta y de adquisición de energía para evitar que en procesos y mercados posteriores se 
generen nuevas restricciones técnicas.
El Programa Diario Viable Provisional (PDVP).
– Información que el OS pondrá a disposición de los PM:
La información antes indicada puesta a disposición del OM.
Los  redespachos  de  energía  aplicados  sobre  las  unidades  afectas  a  contratos 
bilaterales internacionales incluidos en el PDBF, resultantes de la subasta de capacidad 
de  intercambio  para  la  solución  de  las  congestiones  identificadas,  en  su  caso,  en 
aquellas interconexiones internacionales en las que no está implantado un sistema 
coordinado de gestión de capacidad.
Los  precios  marginales  horarios  resultantes  de  las  subastas  de  capacidad  de 
intercambio entre contratos bilaterales internacionales con entrega física, aplicadas en 
aquellas interconexiones internacionales en las que no está implantado un sistema 
coordinado de gestión de capacidad.
Los  redespachos  de  energía  aplicados  sobre  transacciones  de  mercado 
correspondientes  a  importaciones  y/o  exportaciones  de  energía  con  los  sistemas 
eléctricos  vecinos,  para  la  solución  de  las  congestiones  en  las  interconexiones 
internacionales identificadas en el PDBF en aquellas interconexiones internacionales en 
las que no están implantados sistemas coordinados de asignación de capacidad.
Los redespachos aplicados sobre los programas de las unidades de venta y de 
adquisición de energía para resolver las restricciones técnicas identificadas en el PDBF, 
asociados tanto a transacciones de mercado como afectos a contratos bilaterales.
Los redespachos aplicados sobre las unidades de venta y de adquisición de energía 
para el reequilibrio generación-demanda, asociados tanto a transacciones de mercado 
como afectos a contratos bilaterales.
El modo de funcionamiento asignado a los grupos de ciclo combinado multieje.
El OS pondrá también a disposición del OM y/o de los PM cualquier actualización de 
los  ficheros  anteriormente  puestos  a  su  disposición  en  el  proceso  de  solución  de 
restricciones técnicas que haya sido precisa.
6.5  Solución de anomalías y reclamaciones relativas al proceso de solución de las 
restricciones técnicas del PDBF.
La posible identificación de anomalías y/o presentación de reclamaciones al proceso 
de solución de restricciones técnicas del PDBF, podría dar lugar a la repetición de este 
proceso en caso de que la solución de la anomalía así lo haga necesario, siempre que 
ello sea posible, con el debido respeto de los plazos de tiempo máximos admisibles 
establecidos y publicados por el OS, para garantizar que no se vean negativamente 
afectados los posteriores procesos de programación de la generación.
Una vez publicado el PDVP o cualquiera de los soportes de información asociados a 
la solución de las restricciones técnicas del PDBF, los PM asociados a unidades de 
programación  podrán  presentar  reclamaciones  a  este  proceso,  dentro  del  plazo  de 
tiempo fijado en el procedimiento de operación por el que se establece la programación 
de la generación, y conforme a lo establecido en dicho procedimiento de operación.
7.  Solución de restricciones técnicas en tiempo real. o
7E.l1 O  SL imanitaalcizioanráe sd ye  mfoordmifaic apceiormneasn ednet ep roegl reasmtaad poo rd cer itseergiousr iddea ds ergeuarl idya dp.revisto del  2022-1183n https://w
spiusdteiemraan a e lxoi slatirr geon  dcea dtoad poe erílo hdoor idzeo nptreo gdrea pmraocgiróanm.ación y detectará las restricciones que
La solución de las restricciones abarcará todo el horizonte de programación, aunque 
sólo se incorporarán los redespachos de energía en aquellos periodos de programación 
en  los  que  ya  no  se  puedan  realizar  modificaciones  de  programa  mediante  la 
participación en el mercado intradiario. Para el resto del periodo se establecerán las 
limitaciones necesarias por razones de seguridad: limitaciones individuales aplicables a 
unidades de programación de venta o de adquisición de energía, o bien, a unidades 
físicas integradas en una unidad de programación.
Para el establecimiento y la actualización en tiempo real de las limitaciones por 
seguridad necesarias para la solución de las restricciones técnicas, y en su caso, la 
incorporación  de  las  correspondientes  modificaciones  de  programa,  se  tendrán  en 
cuenta lo indicado en los apartados 6.1.2, 6.1.4 y 6.1.5 del presente procedimiento, salvo 
que en este apartado se indique un criterio distinto.
Los redespachos de energía correspondientes a la solución de restricciones técnicas 
en tiempo real que no hayan sido efectivamente ejecutados no serán considerados 
firmes, es decir, se podrán dejar sin efecto las asignaciones previas aún no ejecutadas 
cuando desaparezcan las condiciones que dieron lugar a dicha restricción técnica.
Para la solución de una restricción técnica en tiempo real que exija la modificación de 
los programas de energía de una o varias unidades, el OS adoptará la solución que 
represente el mínimo coste definido como el valor absoluto de la diferencia entre el 
volumen  económico  asociado  a  los  redespachos  de  energía  correspondientes  a  la 
solución de restricciones técnicas y el resultante de la valoración de esos mismos 
redespachos de energía al precio marginal horario del mercado diario. A igualdad de 
coste, se dará prioridad a las instalaciones que utilicen fuentes de energía renovable y, 
tras ellas, a las instalaciones térmicas de cogeneración de alta eficiencia, frente al resto 
de unidades de producción, y a igualdad de coste y prioridad, se aplicará la regla de 
prorrata.
El OS establecerá las limitaciones por seguridad y, en su caso, las modificaciones de 
programa que sean necesarias para resolver las restricciones, utilizando siempre las 
ofertas de restricciones técnicas que estén disponibles en el momento de establecer las 
limitaciones.
Incremento de energía para la solución de restricciones técnicas.
El OS procederá a la aplicación de limitaciones por seguridad y, en su caso, al 
incremento de los programas conforme a lo establecido en el apartado 6.1.3.
En este proceso la oferta compleja podrá ser tenida en consideración únicamente en 
los casos en los que la correspondiente unidad de venta de energía tenga un Programa 
Horario Final definitivo (PHFC) nulo en todos y cada uno de los periodos que constituyen 
el horizonte de programación de dicho PHFC y, en su caso, un PHF nulo para todos 
aquellos periodos del horizonte diario de programación no cubiertos por el PHFC en el 
momento de establecer la limitación, o bien tenga únicamente un programa de energía 
en los tres primeros periodos horarios de dicho horizonte, a modo de rampa descendente 
de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.
En los casos en que se requiera un cambio en el modo de funcionamiento de un ciclo 
combinado  multieje  que  conlleve  el  arranque  de  una  o  más  turbinas  de  gas,  se 
considerará además el arranque programado y realizado de cada turbina de acuerdo con 
el término de arranque en caliente de la oferta compleja de restricciones que haya sido 
presentada.
Reducción de energía para la solución de restricciones técnicas. e
En el caso de que existan unidades de producción cuya generación sea superior a su  w.
plpimrrooiggtarrcaaimmonaae cysió  ends eeo   dupenrsoidvgaíroda empsrao f vísomiqcáuaxesim  ucono arrd erees sptvoraincldociireó nnigt etuésac, ln aicañala ,d psiéreon gedrsoatsmaeba lae  cddeeirc áhlnao s ev nau lpnoririd mlaaed reb salu ngddaaer    2022-1183n https://w
de regulación secundaria asignada a subir.
Cuando la medida anterior no sea suficiente para resolver las restricciones técnicas 
identificadas, el OS procederá a la aplicación de limitaciones por seguridad y, en su caso, 
a la reducción de los programas conforme a lo establecido en el apartado 6.1.3.
La predisposición de los sistemas de reducción de carga considerados conforme a lo 
establecido en el apartado 6.1.3 se realizará durante la operación en tiempo real en 
función del orden inverso de prioridad de despacho (comenzando con las unidades de 
tipo renovable no gestionable) y, teniendo en cuenta en su caso el turno rotatorio 
establecido.
En  caso  de  actuación  del  sistema  de  reducción  de  carga,  el  OS  procederá  a 
establecer las limitaciones de programa que sean necesarias hasta el momento en que 
desaparezca la restricción y, en consecuencia, a generar los redespachos necesarios 
sobre  el  programa  de  la  unidad  de  programación  afectada.  En  el  caso  de  grupos 
térmicos,  la  limitación  o  en  su  caso,  la  anulación  del  programa  de  la  unidad  se 
mantendrá, si fuera necesario, después de que desaparezca la restricción, hasta el inicio 
del horizonte de aplicación del mercado intradiario con el fin de permitir que la unidad 
pueda recuperar su programa o al menos, gestionar la modificación del mismo en el 
mercado intradiario.
Solución de restricciones técnicas en tiempo real por insuficiente reserva de potencia 
a subir en el sistema.
En aquellos casos en los que se identifique la existencia de una insuficiente reserva 
de  potencia  a  subir  en  tiempo  real,  el  OS  procederá  según  lo  indicado  en  el 
apartado 6.1.3.
Cuando  las  medidas  anteriores  no  sean  suficientes  para  garantizar  un  margen 
adecuado de reserva de potencia a subir, el OS procederá a programar el arranque y 
acoplamiento de grupos térmicos adicionales teniendo en cuenta para ello la reserva de 
potencia a subir que cada uno de los grupos térmicos disponibles y no acoplados, 
aportaría en su caso al sistema, el tiempo de preaviso desde orden de arranque hasta 
mínimo técnico, en frío o en caliente o, en su caso, el tiempo de preaviso para el 
arranque  de  una  turbina  de  gas  adicional,  según  corresponda,  así  como  el  coste 
asociado a la programación del arranque y acoplamiento de cada uno de ellos, con el 
objeto de asegurar así la reserva adicional de potencia a subir requerida con el mínimo 
coste asociado.
Cuando se programe el arranque y acoplamiento de un grupo térmico, el tiempo 
efectivo desde arranque en frío o en caliente hasta mínimo técnico, así como el arranque 
de una turbina de gas adicional en ciclos combinado multieje, según sea el caso, no 
podrá ser superior al tiempo de preaviso declarado al OS.
En este proceso de arranque y acoplamiento de grupos térmicos adicionales, el OS 
tendrá  en  cuenta  los  posibles  modos  de  funcionamiento  de  los  ciclos  combinados 
multieje.
El coste de programación de un grupo térmico por insuficiencia de la reserva de 
potencia  a  subir  disponible  será  calculado  como  el  cociente  entre  el  coste  de 
programación del grupo a mínimo técnico en todos los periodos horarios con insuficiente 
reserva de potencia a subir y, la potencia máxima disponible del grupo por el número de 
periodos  horarios  en  los  que  se  requiere  la  programación  de  grupos  térmicos 
adicionales.
La reserva de potencia aportada por cada grupo térmico se determinará conforme a 
la potencia activa máxima disponible en la unidad, valor éste que en el extremo será  e
igual a la potencia activa neta registrada para dicha unidad de producción. bo
Para esta programación del arranque y acoplamiento de grupos térmicos adicionales  w
pcóodr igraoz dóen  rdeed einsspuafcichioe necsipae dceíf iclao  arel soebrjveato d dee  ppootdeenrc icao nat asbuilbizira rd idsep ofonrimblea,  insdei vuidtiulizaalizráa duan,   2022-1183n https://w
tsaunbtior  eenl  veol lsuimsteenm dae,  ceosmtoos  erle cdoesstpea acshoocsi addeob iad olas  aap luicnaac rióens edrev alo isn smuifsicmieonst.e de potencia a
Solución de restricciones técnicas en tiempo real por insuficiente reserva de potencia 
a bajar en el sistema.
Cuando durante la operación en tiempo real se identifique la existencia de una 
insuficiente reserva de potencia a bajar al no disponerse de oferta de regulación terciaria 
a bajar, el OS procederá a reducir el programa de producción de unidades de venta de 
energía o a incrementar el programa de las unidades de consumo de bombeo, conforme 
a los criterios establecidos en los apartados anteriores. En el caso de que sea necesario 
programar la parada de grupos térmicos, el OS tendrá en cuenta las limitaciones de 
programa mínimo establecidas por seguridad sobre los grupos y los tiempos de preaviso 
de cada grupo, así como el orden de prioridad indicado en el apartado 6.1.3. A igualdad 
de criterios técnicos y de orden de prioridad, el OS establecerá un sistema de turnos 
rotatorios para programar esta parada de grupos térmicos por reserva de potencia a 
bajar insuficiente.
7.2  Tratamiento de la solución de restricciones técnicas en la Red de Distribución.
En los casos en los que el gestor de la red de distribución identifique en tiempo real 
la existencia de restricciones en la red objeto de su gestión, para cuya solución sea 
necesario limitar los programas de producción previstos, una vez ya adoptadas por el 
gestor de la red de distribución todas las medidas a su alcance en la red objeto de su 
gestión, deberá comunicar al OS, a la mayor brevedad posible, la información señalada 
en el apartado 6.1.6 de este procedimiento de operación. El OS procederá a establecer 
las  limitaciones  por  seguridad  que  sean  necesarias,  considerando,  en  su  caso,  la 
predisposición de los sistemas de reducción de carga, y a modificar los programas en el 
caso de que estas limitaciones correspondan a periodos de programación que ya no 
puedan ser gestionados en el mercado intradiario conforme a lo establecido en este 
procedimiento de operación.
7.3  Tratamiento de las reducciones/anulaciones de la capacidad de evacuación de 
la producción de grupos generadores por indisponibilidades sobrevenidas de elementos 
de la Red de Transporte o de la Red de Distribución.
En el caso de que por avería o por una indisponibilidad fortuita se vea reducida o 
impedida la capacidad de evacuación de la producción de un grupo generador, estando 
el  grupo  disponible  y  funcionando  en  tiempo  real,  el  OS  procederá  a  resolver  la 
congestión identificada en tiempo real mediante la aplicación de un redespacho de 
energía sobre el programa previsto para la unidad, de tal forma que esta reducción o 
anulación de la capacidad de evacuación no implique un desvío de la producción real de 
la unidad respecto al programa previsto para la misma.
Este  redespacho  se  aplicará  desde  aquel  momento  en  que  se  ve  afectada  la 
capacidad de evacuación hasta el instante en el que esta capacidad está ya parcial o 
totalmente restablecida, procediendo en el primer caso el OS a adaptar el programa de 
la unidad de forma que se ajuste a la capacidad real de evacuación disponible.
En el caso de grupos térmicos, la limitación o en su caso, la anulación del programa 
de la unidad se mantendrá, si fuera necesario, después de restablecida la capacidad de 
evacuación, hasta el inicio del horizonte de aplicación del mercado intradiario, con el fin 
de  permitir  que  la  unidad  pueda  recuperar  su  programa  o  al  menos,  gestionar  la 
modificación del mismo en el mercado intradiario.
En el caso de que la indisponibilidad fortuita que impide la capacidad de evacuación  e.e
de una unidad de producción se produzca en la Red de Distribución, el gestor de la red  b
fdcíoseim cdaiiessnt rdzibeou  lyca islóa n up ndrieedvbaisedireóásn  c ddoeem  pfuirnonagiclirazaarm caailó cnOió Sdne  la alfase  cautnnauiddlaaascd ióepnso  rdd deei  clpahr aoc aginpradamicsipadocanidói bndi leyid /eoav dlaa jcusu nuatonci iódcnoa.nd eesl   2022-1183n https://ww
7.4  Tratamiento de las modificaciones de programa solicitadas por los sistemas 
eléctricos vecinos.
Cuando el gestor de la red de transporte de un sistema eléctrico interconectado con 
el  sistema  eléctrico  peninsular  español  identifique  en  tiempo  real  la  existencia  de 
restricciones en la red objeto de su gestión, para cuya solución requiera modificar los 
programas  de  producción  previstos  en  el  sistema  eléctrico  español,  una  vez  ya 
adoptadas por el sistema eléctrico vecino todas las medidas a su alcance, deberá 
comunicar  al  OS,  a  la  mayor  brevedad  posible,  la  información  señalada  en  el 
apartado 6.1.9 de este procedimiento. El OS procederá conforme a lo establecido en 
dicho apartado de este procedimiento de operación.
7.5  Solución de restricciones mediante actuación sobre la demanda.
Cuando durante la operación en tiempo real no sea posible resolver una restricción 
técnica  cuya  solución  requiera  una  modificación  de  programa  de  las  unidades  de 
producción o de consumo de bombeo, por haberse agotado estos recursos o requerir su 
ejecución un tiempo excesivo, el OS deberá resolver la restricción, o al menos aliviarla, 
mediante la adopción de medidas aplicadas sobre la demanda, conforme al siguiente 
orden:
1)  Reducción/anulación  de  las  capacidades  de  exportación  a  otros  sistemas 
externos sin mecanismo coordinado de gestión de la capacidad de intercambio y, en 
caso de ser necesario, a sistemas externos con mecanismo coordinado de gestión de la 
capacidad de intercambio.
2)  Aplicación de interrumpibilidad de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de 
operación  por  el  que  se  establece  el  servicio  de  gestión  de  la  demanda  de 
interrumpibilidad.
Dentro  de  cada  categoría  se  aplicarán,  siempre  que  sea  posible,  criterios  de 
mercado, condicionados previamente a la compatibilidad de los tiempos requeridos para 
la aplicación de cada una de estas medidas.
Aplicación de la reducción/anulación de las capacidades de exportación.
Se  comunicará  al  operador  del  sistema  vecino  afectado  las  razones  de  la 
modificación de la capacidad de intercambio, acordándose entre ambos operadores el 
nuevo  valor  de  la  capacidad  de  exportación,  así  como  la  hora  y  minuto  de 
establecimiento  del  nuevo  programa  de  intercambio  en  el  ajuste  del  regulador  del 
sistema frecuencia-potencia que regula los intercambios de energía eléctrica en dicha 
interconexión y, en su caso, los nuevos programas de intercambio autorizados en los dos 
sentidos de flujo.
Se procederá a la publicación de la nueva capacidad de intercambio, adecuándola a 
la realidad física del sistema eléctrico, y se facilitará información sobre las razones de la 
modificación.
La reducción de la capacidad de exportación dará lugar a:
Acción  Coordinada  de  Balance  en  aquellas  interconexiones  con  mecanismo 
coordinado de gestión, salvo en caso de fuerza mayor, para garantizar los programas de 
exportación previstos.
Reducción de los programas de intercambio previstos, mediante prorrata, en caso de 
interconexiones sin mecanismo coordinado o en caso de fuerza mayor. es
7.6  Reequilibrio generación-demanda posterior a la solución de las restricciones  w.
técnEicna se el n ptireomcepsoo r edael.  solución  de  restricciones  técnicas  en  tiempo  real,  tras  la  2022-1183n https://w
msisotdeimficáatcicióon p odset epriroorg rdaem arese qpuoirli bcriroit egrieonse rdaec iósne-gduermidaandd, an. oL osse  peosstaibblelesc ed eusne qpuriolibceriosos 
generación-demanda provocados por la solución en tiempo real de las restricciones
identificadas se resolverán, junto con el resto de desvíos comunicados por los PM 
asociados a unidades de programación, los desvíos entre la demanda real y la prevista 
por el OS, y los desvíos, en su caso, entre la producción eólica y solar real y la prevista, 
mediante la utilización de energía de regulación secundaria y/o terciaria, o a través de la 
asignación de energías de balance de tipo RR.
8.  Liquidación del proceso de solución de restricciones técnicas.
En este apartado se describen con carácter general los principales aspectos del 
proceso  de  solución  de  restricciones  técnicas  que  tienen  incidencia  directa  en  la 
liquidación de este servicio de ajuste del sistema.
El cálculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago derivados del 
proceso de solución de restricciones está definido en el procedimiento de operación por 
el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de 
ajuste del sistema.
8.1  Liquidación de la provisión del servicio de solución de restricciones técnicas.
La liquidación de la provisión del servicio de solución de restricciones técnicas se 
establece con arreglo a la energía redespachada y los precios incorporados en estos 
redespachos y, cuando proceda, a los cambios en el modo de funcionamiento de ciclos 
combinados multieje, aplicados en el proceso de solución de restricciones técnicas del 
PDBF y en tiempo real, y, en su caso, con arreglo a las limitaciones de programa y, 
cuando así sea aplicable, conforme a las medidas de energía.
8.1.1  Liquidación de los programas de energía.
Los redespachos y precios incorporados en los mismos aplicables a cada una de las 
unidades de venta y de adquisición que han modificado su programa como consecuencia 
de los procesos de solución de restricciones técnicas del PDBF y en tiempo real, están 
especificados en el anexo de este procedimiento.
8.1.2  Liquidación conforme a las medidas de energía.
La liquidación con medidas será aplicable únicamente a:
Unidades de venta de energía o de adquisición de consumo de bombeo para las que, 
por razones de seguridad del sistema, se haya programado su acoplamiento y arranque, 
o un aumento de su programa de venta o una reducción de su programa de consumo de 
bombeo respecto al PDBF para la solución de las restricciones técnicas identificadas en 
este programa (Fase 1), o para la solución de las restricciones técnicas identificadas en 
tiempo real.
Unidades de venta de energía correspondientes a ciclos combinados multieje para 
los que por razones de seguridad del sistema, se haya programado el arranque y 
acoplamiento de turbinas de gas adicionales conforme a las medidas de las unidades 
físicas que lo componen.
Unidades de adquisición de energía sobre las que se repercuten los costes derivados 
del proceso de solución de restricciones técnicas.
8.2  Distribución  de  los  sobrecostes  derivados  del  proceso  de  solución  de 
restricciones técnicas. s
Los sobrecostes del proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF y en  w.
eotielb mlpigrpaoocc ieroednaieml ssi eednreát onp  adcgaeol c opupolaerd rlaoocssi  ósyne r revppiocerior cesu l dtiqedu oaesj u dsseete  a edcseutale sbrdilseotce cemonan l. oloss  dcerirteecrihooss e sdpee cciofibcraod oys  leans   2022-1183n https://w
9.  Mecanismo excepcional de resolución.
En el caso de que, ante situaciones de emergencia o por razones de urgencia, bien 
por ausencia de ofertas por causa de fuerza mayor o por otra circunstancia de índole no 
prevista o controlable, no sea posible resolver las restricciones mediante los mecanismos 
previstos en este procedimiento, el OS podrá adoptar las decisiones de programación 
que considere más oportunas, justificando sus actuaciones a posteriori ante los PM 
afectados y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, sin perjuicio de la 
liquidación económica de las mismas que sea de aplicación en cada caso.
ANEXO I
Redespachos y precios aplicables a la prestación del servicio de solución 
de restricciones técnicas
1.  Redespachos programados.
1.1  Proceso de solución de restricciones técnicas del Programa Diario Base de 
Funcionamiento (PDBF).
1.1.1  Primera fase (Fase 1): Modificaciones del PDBF por criterios de seguridad.
a)  Unidades de venta que incrementan la energía programada en el PDBF para la 
solución de las restricciones técnicas (Unidad con Programa Obligado-UPO).
Los redespachos de energía programados para la solución de restricciones técnicas 
del PDBF incorporarán los precios de la oferta simple presentada por la correspondiente 
unidad de venta, salvo en el caso, de que se trate de un grupo térmico para el que el PM 
asociado a la unidad haya presentado una oferta compleja al proceso de solución de 
restricciones técnicas, y ésta sea aplicable de acuerdo con los criterios establecidos en 
el apartado 6.1.3 de este procedimiento.
– Unidades programadas en el PDVP mediante una oferta simple:
Los redespachos de energía de tipo UPOPVPV programados en el PDVP sobre 
unidades de venta de energía para la solución de restricciones técnicas incorporarán el 
precio de cada uno de los bloques de energía de la oferta simple utilizados total o 
parcialmente para el establecimiento de dicho redespacho.
– Unidades programadas en el PDVP mediante una oferta compleja:
En aquellos casos en los que los redespachos UPOPVPV sean asignados sobre 
grupos  térmicos  que  han  presentado  una  oferta  compleja  y  ésta  sea  aplicable  de 
acuerdo con los criterios establecidos en el apartado 6.1.3 de este procedimiento, los 
redespachos  de  energía  incorporarán  el  precio  que  resulte  inferior  entre  los  dos 
siguientes:
• El resultante de aplicar la oferta compleja al programa asignado en el PDVP por 
restricciones.
• El  resultante  de  aplicar  la  oferta  compleja  al  programa  horario  final  definitivo 
(PHFC) de la unidad tras su participación en el mercado intradiario y deducir de él los 
ingresos asociados a la valoración al correspondiente precio marginal horario de su  s
programa PDBF en rampa descendente de carga durante las tres primeras horas, y los  oe.
ingresos netos (saldo entre ingresos y pagos) derivados de su participación en las  w.
ddcoiisamtriinoot. alas  seenseiorgníeas  cdoenl trmaetardcaad eon i netrsatdei amrioe ryc aedno  eal lm perreccaiod om inatrrgaidniaalr ihoo croanritoin dueol  cmalecruclaaddoo   2022-1183n https://w
Los cálculos realizados para la determinación del precio que irá incorporado en estos
redespachos  serán  aplicados  en  ambos  casos  sobre  el  conjunto  de  periodos  que
constituyen el horizonte diario de programación, teniéndose además en cuenta, según 
proceda, el arranque en frío o en caliente de la unidad de producción.
– Programación sin existencia de oferta para este proceso, o insuficiencia de la oferta 
existente (UPOPVPMER): En los casos en los que el OS tenga que programar la entrada 
en funcionamiento o un incremento del programa de una unidad de venta de energía 
para la solución de restricciones técnicas del PDBF, mediante un redespacho de energía 
de tipo UPOPVPMER, no viéndose afectada la unidad por una indisponibilidad que 
impida la realización del programa asignado por seguridad, y no existiendo ofertas 
presentadas para dicha unidad para el proceso de solución de restricciones técnicas, los 
redespachos de energía programados en cada hora incorporarán un precio igual al 
resultante de aplicar un coeficiente de mayoración KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el 
correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es mayor o 
igual a 0, y si dicho precio es menor que 0, ese mismo coeficiente se aplicará sobre el 
valor medio aritmético del precio resultante del mercado diario en el mes inmediato 
anterior en el periodo horario correspondiente.
b)  Unidades de adquisición y, en su caso, exportaciones a sistemas externos que 
reducen la energía programada en el PDBF para la solución de las restricciones técnicas 
(Unidad con Programa Obligado-UPO).
Los  redespachos  de  energía  de  tipo  UPO  programados  en  el  PDVP, 
respectivamente,  sobre  unidades  de  adquisición  de  energía  o,  en  su  caso, 
exportaciones,  para  la  solución  de  restricciones  técnicas,  serán  considerados 
equivalentes a anulaciones del correspondiente programa. Así, en función del tipo de 
transacción sobre el que vayan aplicados, darán lugar a las siguientes modificaciones de 
programa:
Transacción del mercado diario (redespacho UPOPVPB o UPOPVPE):
Reducción del programa de adquisición de la unidad en igual magnitud que el 
redespacho  aplicado,  incorporando  éste  un  precio  igual  al  correspondiente  precio 
marginal horario del mercado diario.
Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física 
(redespacho UPOPVPCBB ó UPOPVPCBE):
Reducción del programa de energía de la unidad de adquisición asociada a la 
ejecución  de  un  contrato  bilateral,  en  igual  magnitud  que  el  redespacho  aplicado, 
incorporando éste un precio igual al correspondiente precio marginal horario del mercado 
diario.
c)  Unidades de venta que reducen la energía programada en el PDBF para la 
solución de las restricciones técnicas (Unidad con Programa Limitado).
Los redespachos de energía de tipo UPL programados en el PDVP sobre unidades 
de venta de energía para la solución de restricciones técnicas, serán considerados 
equivalentes a anulaciones del correspondiente programa. Así, en función del tipo de 
transacción sobre el que vayan aplicados, incorporarán los siguientes precios:
– Transacción del mercado diario (redespacho UPLPVPV):
Reducción del programa de energía de la unidad de venta en la misma magnitud del  oe.
redespacho aplicado, incorporando este redespacho de reducción de programa un precio  w.
igua–l  aTl rcaonrsraecscpioónnd aiesnotcei apdreac aio  lam aerjegcinuacli óhno rdaeri ou dne cl omnetrractaod boi ldaitaerriaol. con entrega física en  2022-1183n https://w
el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo nacional, a un consumo de
bombeo o, en su caso, a una exportación de energía a sistemas externos (redespacho 
UPLPVPCB):
Establecimiento en el PDVP de un programa de adquisición de energía para la 
unidad asociada a la ejecución de un contrato bilateral, mediante la aplicación sobre 
dicha  unidad  del  correspondiente  redespacho,  incorporando  éste  un  precio  igual  al 
correspondiente precio marginal horario del mercado diario.
1.1.2  Segunda fase (Fase 2): Reequilibrio generación-demanda.
a)  Unidades de venta que incrementan la energía programada en el PDBF para 
obtener un programa equilibrado en generación y demanda, y unidades de adquisición 
de consumo de bombeo que reducen la energía programada en el PDBF con igual fin.
Los redespachos de energía a subir programados en el PDVP para resolver un déficit 
de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda, aplicados 
sobre una transacción del mercado diario (redespacho ECO) o sobre una unidad de 
adquisición asociada a un contrato bilateral con entrega física (redespacho ECOCB), 
incorporarán  el  precio  del  correspondiente  bloque  de  la  oferta  de  energía  a  subir 
presentada por dicha unidad para el proceso de solución de restricciones técnicas y 
utilizado total o parcialmente para el establecimiento de dicho redespacho.
En el caso de unidades de venta y de adquisición que no hayan presentado la 
correspondiente oferta de energía a subir para el proceso de solución de restricciones 
técnicas, estando sin embargo obligadas a ello, el redespacho aplicado pasará a ser 
denominado redespacho ECOSSO, si está asociado a una transacción de mercado, y 
redespacho ECOSCBSO, si está asociado a un contrato bilateral con entrega física, 
incorporando en ambos casos dicho redespacho un precio igual al resultante de aplicar 
un coeficiente de minoración KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio 
marginal horario del mercado diario si dicho precio es mayor o igual a 0, y un precio igual 
al resultante de aplicar un coeficiente de mayoración KMAY, de valor igual a 1,15, sobre 
el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es inferior 
a 0. A estos efectos se considerará un precio por defecto de la oferta de energía a subir 
para la solución de restricciones técnicas de la correspondiente unidad de valor igual 
al 85% del correspondiente precio marginal horario del mercado diario si dicho precio es 
mayor o igual a 0, y un precio de valor igual al 115% del correspondiente precio marginal 
horario del mercado diario si dicho precio es inferior a 0.
b)  Unidades de venta que reducen la energía programada en el PDBF para obtener 
un programa equilibrado en generación y demanda, y unidades de adquisición que 
incrementan la energía programada en el PDBF con igual fin.
Los redespachos de energía a bajar programados en el PDVP para resolver un 
exceso  de  generación  y  obtener  así  un  programa  equilibrado  generación-demanda, 
aplicados sobre una transacción del mercado diario (redespacho ECO) o sobre una 
unidad de venta asociada a un contrato bilateral con entrega física (redespacho ECOCB) 
incorporarán  el  precio  del  correspondiente  bloque  de  la  oferta  de  energía  a  bajar 
presentada por dicha unidad para el proceso de solución de restricciones técnicas y 
utilizado total o parcialmente para el establecimiento de dicho redespacho.
En el caso de unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta 
de energía a bajar para el proceso de solución de restricciones técnicas, estando sin  es
embargo obligadas a ello, el redespacho aplicado pasará a ser denominado ECOBSO, si  o
está  asociado  a  una  transacción  de  mercado,  y  redespacho  ECOBCBSO,  si  está  w
rdsaeies do dveciascialphodaoro c i ghpauor ea uucln niao  c  p1oer,n1est5c rai,mo ts oaoig ybbuoriarlea l  toeea lrl  acigrole urscaruoel lnstaa pe non0tnet,dr  ediyege na uta enfpí  splipicrceraaecr,c i ouiion nm c iocagrorupgeaoifnlir caaainell  dhnrootee rs aedurneilo t aa mdnmetaebly  omodsre eacr ccaaiaóspdnoloi scK  addMriia cAurhYinoo,     OE-A-2022-1183able en https://w
coeficiente de minoración KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio
marginal horario del mercado diario si dicho precio es inferior a 0. A estos efectos se 
considerará un precio por defecto de la oferta de energía a bajar para la solución de 
restricciones  técnicas  de  la  correspondiente  unidad  de  valor  igual  al  115%  del 
correspondiente precio marginal horario del mercado diario si dicho precio es mayor o 
igual a 0, y un precio de valor igual al 85% del correspondiente precio marginal horario 
del mercado diario si dicho precio es inferior a 0.
c)  Redespachos aplicados para obtener un programa equilibrado en generación y 
demanda en los casos de insuficiencia de ofertas para la ejecución de este proceso.
En los casos en los que el OS tenga que programar redespachos de energía a subir 
o a bajar para resolver un déficit o un exceso de generación, respectivamente, y obtener 
así  un  programa  equilibrado  generación-demanda,  y  una  vez  ya  aplicados  los 
redespachos sobre todas las unidades tanto de venta como de adquisición que estando 
obligadas  a  la  presentación  de  ofertas,  no  hayan  atendido,  sin  embargo,  este 
requerimiento, y asignadas también todas aquellas ofertas presentadas para el proceso 
de solución de restricciones técnicas, compatibles con el respeto de las limitaciones 
aplicadas por seguridad, y no resultase dicha asignación aún suficiente para restablecer 
el equilibrio generación- demanda, los redespachos que, en su caso, pueda aplicar el OS 
por MER, llevarán asociados los siguientes precios:
Redespacho de energía a subir (redespacho ECOSMER): Precio igual al resultante 
de  aplicar  un  coeficiente  de  mayoración  KMAY,  de  valor  igual  a  1,15,  sobre  el 
correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es mayor o 
igual a 0, y si dicho precio es menor que 0, ese mismo coeficiente se aplicará sobre el 
valor medio aritmético del precio resultante del mercado diario en el mes inmediato 
anterior en el periodo horario correspondiente.
Redespacho de energía a bajar (redespacho ECOBMER): Precio igual al resultante 
de  aplicar  un  coeficiente  de  minoración  KMIN,  de  valor  igual  a  0,85,  sobre  el 
correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es mayor o 
igual  a  0,  y  un  coeficiente  de  mayoración  KMAY,  de  valor  igual  a  1,15,  sobre  el 
correspondiente precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es menor 
que 0.
1.2  Proceso de solución de restricciones técnicas en tiempo real.
a)  Unidades de venta que incrementan su programa de energía para la solución de 
restricciones  técnicas  en  tiempo  real  y  unidades  de  adquisición  que  reducen  su 
programa de energía con igual fin.
Los redespachos de energía a subir de tipo UPOTROR programados en tiempo real 
para la solución de restricciones técnicas, llevarán asociado el precio de la oferta de 
energía a subir presentada para dicha unidad al proceso de solución de restricciones 
técnicas, y utilizada a estos efectos.
El precio del redespacho incorporará además el arranque programado y realizado de 
cada turbina gas de acuerdo con el término de arranque en caliente de la oferta compleja 
de restricciones técnicas presentada, cuando el incremento del programa de energía 
requiera un cambio en el modo de funcionamiento de un ciclo combinado multieje que 
conlleve el arranque de una o más turbinas de gas.
b)  Unidades de venta que reducen su programa de energía para la solución de  oe.
restricciones técnicas en tiempo real. w.
paraL olas  rseodluecsipóanc hdoes  redset reicnceiorgníeas a t ébcanjaicra dse,  ltliepvoa UráPnL TaRsoOcRia dporo eglr apmreacdioo sd een  lati eomfeprota r edael   2022-1183n https://w
eténcenrigcíaas  ay  ubtailjiazra dpare as eensttaods ae fpeacrtoas d.icha unidad al proceso de solución de restricciones
c)  Unidades de adquisición de consumo de bombeo que incrementan su programa 
de energía para la solución de restricciones técnicas en tiempo real.
El incremento del programa de consumo de bombeo de una unidad de adquisición 
para la solución de restricciones técnicas en tiempo real llevará asociado un redespacho 
de energía a bajar de tipo UPLTROR. Este redespacho tendrá una energía igual a la 
magnitud del incremento de programa, incorporando un precio igual a la suma del precio 
de la oferta de energía a bajar presentada para dicha unidad al proceso de solución de 
restricciones técnicas y utilizada a estos efectos, y cuando el precio marginal horario del 
mercado diario sea mayor o igual a cero, del resultante de aplicar un coeficiente KBO, de 
valor 0,70, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.
d)  Redespachos aplicados en tiempo real no cubiertos con ofertas presentadas 
para el proceso de solución de restricciones técnicas.
En los casos en los que el OS tenga que programar redespachos de energía a subir 
o a bajar para la solución de restricciones técnicas identificadas en tiempo real, sin que 
existan ofertas presentadas para el proceso de solución de restricciones técnicas, o bien, 
existiendo éstas, resulten insuficientes para cubrir totalmente los redespachos aplicados 
por seguridad en tiempo real, los redespachos que, en su caso, pueda aplicar el OS por 
MER, llevarán asociados los siguientes precios:
Redespacho de energía a subir (tipo UPOMER): Precio igual al resultante de aplicar 
un coeficiente de mayoración KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente 
precio marginal horario del mercado diario, si dicho precio es mayor o igual a 0, y si 
dicho precio es menor que 0, ese mismo coeficiente se aplicará sobre el valor medio 
aritmético del precio resultante del mercado diario en el mes inmediato anterior en el 
periodo horario correspondiente.
Redespachos de energía a bajar (tipo UPLMER): Precio igual al resultante de aplicar 
un coeficiente de minoración KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio 
marginal horario del mercado diario, si dicho precio es mayor o igual a 0, y un coeficiente 
de mayoración KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal 
horario del mercado diario, si dicho precio es menor que 0.
En el caso de unidades de adquisición de consumo de bombeo, el incremento de su 
programa para la solución de restricciones técnicas en tiempo real llevará asociados dos 
redespachos de energía a bajar de tipo UPLMER, cuando el precio marginal horario del 
mercado diario sea mayor o igual a 0. Estos redespachos tendrán cada uno una energía 
igual a la magnitud del incremento de programa, incorporando uno de ellos un precio 
igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoración KMIN, de valor igual a 0,85, 
sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, y el otro un precio 
igual al resultante de aplicar un coeficiente KBO, de valor 0,70, sobre el correspondiente 
precio  marginal  horario  del  mercado  diario.  Cuando  el  precio  marginal  horario  del 
mercado diario sea menor que 0, el incremento de programa de unidades de adquisición 
de consumo de bombeo para la solución de restricciones técnicas en tiempo real llevará 
asociado un redespacho de energía a bajar de tipo UPLMER que tendrá una energía 
igual a la magnitud del incremento de programa y un precio igual al resultante de aplicar 
un coeficiente de mayoración KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente 
precio marginal horario del mercado diario.
2.  Ejecución efectiva de los redespachos programados conforme a medidas. o
raepdliecEsalp balOec,Sh  olasds e ptmeroromgdriainfimacaraácd ioocsno,en st e anqriuereeng dslooe  aeann   clpaursee cnmitsaea dsa isdpía alsor,as   ealonrrs a anpqqrueuecelisloo ssy   ienclca tosiproposo  ereasndp oeqsc uífeeicn o s ledoaes    2022-1183n https://w
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medida para la unidad y la energía para ella programada por criterios de seguridad 
(Fase 1).
En el caso de que la energía medida en una hora para una unidad de venta sea 
inferior a la programada por seguridad y para una unidad de consumo de bombeo sea 
superior a la programada por seguridad, la energía incumplida será valorada al precio 
resultante  de  la  diferencia  entre  el  precio  medio  ponderado  de  toda  la  energía 
programada a subir para la solución de las restricciones técnicas y el correspondiente 
precio marginal horario del mercado diario.
P.O.3.11 Sistema de reducción automática de potencia de las instalaciones de 
producción e instalaciones de bombeo
1.  Objeto.
El  objeto  de  este  procedimiento  es  establecer  los  criterios  generales  y 
especificaciones del sistema de reducción automática de potencia de las instalaciones 
de producción e instalaciones de bombeo conectadas al Sistema Eléctrico Peninsular a 
través de los enlaces establecidos entre el centro de control del Operador del Sistema y 
los  centros  de  control  de  generación  y  demanda  por  medio  de  los  cuales  estas 
instalaciones intercambian información en tiempo real con el OS.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento de operación es de aplicación a:
– El Operador del Sistema (OS).
– Los  gestores  de  la  red  de  distribución  (GRD),  por  aquellas  instalaciones 
conectadas a su red o a su red observable, sujeto a la aprobación de la red observable 
del  GRD  que  se  determinará  según  lo  establecido  en  la  normativa  para  la 
implementación nacional del artículo 40.5 del Reglamento (UE) 2017/1485.
– Las instalaciones de producción e instalaciones de bombeo conectadas al Sistema 
Eléctrico Peninsular que formen parte de una unidad física con localización eléctrica 
específica, conforme a los criterios de organización de las unidades físicas establecidos 
en el Anexo II del P.O. 3.1, y que participen de manera voluntaria en el sistema de 
reducción automática de potencia recogido en el presente procedimiento, incluso si ya 
dispusieran de un sistema de teledisparo operativo.
– Los centros de control habilitados para el intercambio de información en tiempo 
real con el OS por medio de los cuales las instalaciones a las que sea de aplicación el 
presente procedimiento intercambian información en tiempo real con el OS.
3.  Definiciones.
Instalación:  A  efectos  de  este  procedimiento,  cada  clave  diferenciada  del 
correspondiente  Registro  administrativo  de  instalaciones  de  producción  de  energía 
eléctrica.
Señales de rol: Señales emitidas por el OS por las que se establece qué Centro de 
Control del OS emitirá las señales relacionadas con el sistema de reducción automática 
de potencia que deberá seguir la instalación participante en el mismo.
Bastidor de la instalación: Equipo de control existente en la instalación, más próximo 
al elemento ejecutor, en el que se reciben, emiten y registran las órdenes de reducción  s
de potencia. o
4L.o s Rtiteuslaproenss aob irleidpardeeses.ntantes de las instalaciones que participen en el sistema de  2022-1183n https://w
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demanda  o  los  centros  de  control  de  los  GRD,  en  aquellos  casos  en  los  que  la
instalación intercambie información en tiempo real con el OS a través de los mismos,, 
serán los responsables de proveer los sistemas y mecanismos necesarios para su 
participación en este sistema, así como de hacerse cargo de los costes asociados al 
mismo.
Los titulares o representantes de las instalaciones que requieran participar en el 
sistema de reducción automática de potencia de manera voluntaria deberán ponerse en 
contacto con el OS a través del centro de control de generación y demanda por medio 
del cual remiten sus telemedidas al OS, para comunicar su interés en participar. Tras 
esto, el proceso de habilitación deberá continuar conforme a lo indicado en el Anexo I del 
presente  procedimiento.  Del  mismo  modo,  los  titulares  o  representantes  de  las 
instalaciones participantes en el sistema de reducción automática de potencia podrán 
optar, bajo su criterio, por el cese de dicha participación, debiendo solicitar para ello la 
deshabilitación voluntaria al OS a través del centro de control de generación y demanda, 
que deberá seguir el proceso indicado por el OS en su página Web. Una vez recibida la 
solicitud de deshabilitación voluntaria, el OS dispondrá de 2 semanas para realizar la 
deshabilitación de la instalación a todos los efectos. Una vez lo realice, comunicará la 
fecha de efecto del cese al centro de control de generación y demanda de la instalación.
En el caso de unidades físicas con localización eléctrica específica constituidas por 
un conjunto de instalaciones de potencia instalada inferior o igual a 1 MW, la habilitación 
deberá obtenerse para el conjunto de las instalaciones que constituyan la UF, debiendo 
superar la prueba de habilitación de forma conjunta y participando como una única 
instalación.
El OS informará al GRD cuando una instalación, o un conjunto de las mismas, 
conectada a la red bajo su gestión o a su red observable sea habilitada o deshabilitada 
para participar en el sistema de reducción automática de potencia o cuando predisponga 
a la instalación o instalaciones en reducción automática de potencia.
5.  Sistema  de  reducción  automática  de  potencia  a  través  de  los  enlaces  de 
comunicaciones con el OS.
Las instalaciones a las que sea de aplicación el presente procedimiento deberán 
superar las pruebas para la participación en el sistema de reducción automática de 
potencia, recogidas en el Anexo I, para obtener la habilitación.
5.1  Descripción  del  funcionamiento  del  sistema  de  reducción  automática  de 
potencia.
El funcionamiento del sistema de reducción automática de potencia a través de los 
enlaces de comunicaciones establecidos entre los centros del control del OS y los 
centros de control de generación y demanda será el siguiente:
1)  El OS recibirá en tiempo real la información relativa al estado de los elementos 
de la red de transporte y las medidas de potencia activa de las instalaciones, conforme a 
lo establecido en la normativa de aplicación.
2)  El  OS  vigilará  el  cumplimiento  de  los  criterios  de  seguridad  en  la  red  de 
transporte, conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 1.1. En caso de 
detectar algún incumplimiento de los criterios de seguridad post-contingencia de un 
elemento de la red de transporte, el OS procederá a predisponer en tiempo real la 
reducción automática de potencia de las instalaciones que contribuyan a la congestión 
en la red de transporte ante dicha contingencia y que participen en el sistema. e.e
3)  En caso de que un GRD detectara en la red de distribución bajo su gestión algún  b
dianeuc tuotmrmapnálstiimpcaoie rtndete,o   ppdooetd elronásc  isacor ildtieceir tiaolarss   adilne s OstaSelg auecrnioid ntaieedsm  pqpouose t- rcecooannl ttilrnaibg uepynreacdniai s adp eod siucicnhió aen lc eodmneeg nelatso t riódened  uylac c qrieóudne    2022-1183n https://ww
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a su red observable.
4)  La  señal  de  predisposición  de  la  reducción  automática  de  potencia  de  la 
instalación o conjunto de instalaciones será enviada por el OS a través de los enlaces de 
comunicaciones  establecidos  con  el  centro  de  control  de  generación  y  demanda 
asociado  a  la  instalación  o  instalaciones.  La  reducción  automática  de  potencia  se 
predispondrá  respetando  el  orden  de  prioridad  establecido  en  el  procedimiento  de 
operación para la solución de las restricciones técnicas. En el caso de instalaciones con 
igual orden de prioridad o en caso de no existir dicho orden, se establecerá un sistema 
de turnos rotatorios que trate de distribuir uniformemente el tiempo de predisposición 
anual entre las instalaciones participantes.
5)  En caso de producirse la contingencia para la que el OS había predispuesto la 
reducción  automática  de  potencia  de  una  o  varias  instalaciones,  se  actuará  de  la 
siguiente manera:
i.  El sistema de control del OS emitirá la señal de activación de la reducción 
automática de potencia a las instalaciones para las que se había predispuesto esta 
acción a través de los enlaces de comunicaciones establecidos con los centros de 
control de generación y demanda por medio de los cuales las instalaciones intercambian 
información en tiempo real con el OS. El tipo de señal de activación emitido dependerá 
del tiempo de respuesta necesario conforme a lo recogido en el apartado 5.2.
ii.  Los centros de control de generación y demanda transmitirán las señales de 
activación de reducción automática de potencia a las instalaciones correspondientes.
iii.  Una vez recibida la instrucción, las instalaciones predispuestas para la activación 
de la reducción automática de potencia reducirán su producción o consumo a cero, 
respetando el tiempo de respuesta comunicado. Una vez alcanzado dicho valor, no 
deberán  incrementar  su  producción  o  consumo  de  nuevo  hasta  que  el  OS  haya 
desactivado manualmente la orden.
El OS podrá definir un valor de potencia diferente de cero o establecer escalones de 
reducción en aquellos casos en los que, por razones técnicas, la reducción total de la 
producción de la instalación pueda afectar a la seguridad del sistema.
5.2  Tiempos de respuesta de las instalaciones.
Los tiempos de respuesta que las instalaciones deberán cumplir desde la activación 
de la señal de reducción automática de potencia dependerán del elemento de red 
implicado en la sobrecarga post-contingencia y del nivel de sobrecarga del mismo, y 
serán:
– Respuesta rápida: la instalación o conjunto de instalaciones deberá reducir su 
producción o consumo a cero (o al valor establecido por el OS, según se indica en el 
apartado anterior) en un tiempo inferior o igual a 5 segundos desde la activación de la 
señal de reducción automática de potencia por parte del OS.
– Respuesta media: la instalación o conjunto de instalaciones deberá reducir su 
producción o consumo a cero (o al valor establecido por el OS, según se indica en el 
apartado anterior) en un tiempo inferior o igual a 40 segundos desde la activación de la 
señal de reducción automática de potencia por parte del OS.
– Respuesta lenta: la instalación o conjunto de instalaciones deberá reducir su 
producción o consumo a cero (o al valor establecido por el OS, según se indica en el 
apartado anterior) en un tiempo inferior o igual a 15 minutos desde la activación de la 
señal de reducción automática de potencia por parte del OS. e.e
2022-1183n https://w
6.  Incumplimientos  asociados  a  la  participación  en  el  sistema  de  reducción 
automática de potencia.
A efectos de este procedimiento de operación, se considerará que una instalación 
participante en el sistema de reducción automática de potencia ha incurrido en un 
incumplimiento cuando:
a)  Vulnera  una  orden  de  activación  del  sistema  de  reducción  automática  de 
potencia tras la emisión de la correspondiente señal por parte del OS, o
b)  Tras la recepción de la señal de activación del sistema, reduce su potencia hasta 
el valor requerido en un tiempo superior al tiempo de respuesta asociado a la señal de 
activación.
Aquellas instalaciones que incurran en un incumplimiento serán deshabilitadas del 
sistema de reducción automática de potencia durante un periodo de 3 meses desde que 
el OS hace efectiva dicha comunicación al centro de control de generación y demanda 
por medio del cual la instalación intercambia información en tiempo real con el OS. 
Transcurrido este tiempo, la instalación podrá habilitarse de nuevo en el sistema, para lo 
que deberá repetir las pruebas recogidas en el Anexo I del presente procedimiento, 
debiendo superar en este caso una prueba adicional consistente en la reducción real de 
su potencia con una orden de respuesta rápida.
En el caso de instalaciones habilitadas en el sistema de reducción automática de 
potencia, de potencia instalada inferior o igual a 1 MW que constituyan una unidad física 
con localización eléctrica específica de manera conjunta con otras instalaciones de este 
tipo, el incumplimiento de una de ellas y, por tanto, su correspondiente deshabilitación, 
aplicará también sobre el resto de instalaciones de la UF.
7.  Remisión de información a la CNMC.
Anualmente,  el  operador  del  sistema  remitirá  a  la  CNMC  un  informe  sobre  el 
funcionamiento del SRAP, en el que deberá incluir información sobre las instalaciones 
participantes, los volúmenes de predisposición aplicados y las reducciones efectivas de 
potencia,  así  como  una  valoración  sobre  la  necesidad  de  revisar  el  tiempo  de  la 
respuesta rápida.
ANEXO I
Pruebas para la habilitación del sistema de reducción automática de potencia
El objetivo de estas pruebas es validar la correcta recepción y cumplimiento de las 
señales de rol, predisposición y activación del sistema de reducción automática de 
potencia  emitidas  por  el  OS,  por  parte  de  los  centros  de  control  de  generación  y 
demanda y de las instalaciones que implementen este sistema.
1.  Solicitud de realización de pruebas.
Las  solicitudes  de  realización  de  pruebas  para  la  habilitación  del  sistema  de 
reducción automática de potencia deberán ser remitidas formalmente por el centro de 
control de generación y demanda por medio del cual la instalación solicitante intercambia 
información en tiempo real con el OS, a través de los medios que éste último indique en 
su página Web. e.e
Una vez realizada la solicitud, el OS comprobará el cumplimiento de las condiciones  b
ysa eud tloeom  lcoáostmi cruaen qdiuceias pritáoo tsae ln tcéceciann.ti crEoon sd  cena ecscooen dstraeor ldi odeset e pgcaetarnare  erlaal  cinpiócanurt miyc pidpleiammciieóannnt doea nd a ees lao slcgiisautdneoom  ada e lad é eisn trsoetsda,ul aecclc iOóiónSn,    2022-1183n https://ww
dcoismpounniiecancdioó ne sptaar aú lctiomrrae gdierl ou. nS ip ulanzao  vdeez  ttrraenss sceumrriadnoa ess tdee spdlaez oq ulae  inesl tOalSac eiófne cstoúlaic idtaicnhtae 
no satisface todas las condiciones y requisitos técnicos necesarios para participar en el 
sistema, la solicitud de realización de pruebas se considerará retirada. 
El OS dispondrá de un plazo de 1 mes desde la recepción de la solicitud para 
confirmar que la instalación cumple con todos los requisitos técnicos necesarios antes de 
llevar a cabo la realización de estas pruebas. La fecha de realización de las mismas será 
la acordada entre el OS y el centro de control de generación y demanda asociado a la 
instalación  solicitante,  y  tanto  su  inicio  como  su  desarrollo  y  finalización  estarán 
condicionados en todo momento al adecuado mantenimiento de las condiciones de 
seguridad necesarias para el correcto funcionamiento del sistema eléctrico.
Una vez finalizadas las pruebas y verificada la respuesta obtenida, el OS comunicará 
el resultado de las mismas al centro de control de generación y demanda asociado a la 
instalación, que deberá repetirlas en caso de que el resultado no haya sido satisfactorio. 
Para ello, deberá contactar con el OS para acordar una nueva fecha.
2.  Pruebas para la habilitación del sistema de reducción automática de potencia.
Las pruebas para la habilitación del sistema de reducción automática de potencia 
consistirán en el envío de señales por parte del OS al centro de control de generación y 
demanda por medio del cual la instalación solicitante intercambia información en tiempo 
real con el OS, y en la comprobación por parte del OS de que la respuesta tanto del 
centro de control de generación y demanda como de la instalación es la esperada de 
acuerdo al tipo de señal enviada.
Antes de comenzar las pruebas deberá comprobarse la integridad del enlace entre 
los centros de control del OS y el centro de control de generación y demanda asociado a 
la instalación solicitante.
El protocolo de pruebas que deberán superar las instalaciones que implementen el 
sistema de reducción automática de potencia para habilitarse en el mismo será el 
siguiente:
1.  El OS realizará diferentes cambios y combinaciones en el rol del sistema de 
reducción automática de potencia entre CECOEL y CECORE, comprobando que el 
centro de control envía la señal de seguimiento de rol correcta tras cada cambio. Esta 
prueba solo será necesaria la primera vez que el centro de control de generación y 
demanda participa en la habilitación de una instalación en el sistema de reducción 
automática de potencia.
2.  El centro de control por medio del cual la instalación que realiza las pruebas de 
habilitación intercambia información en tiempo real con el OS, deberá asegurarse de que 
la instalación toma las medidas oportunas para que las ordenes de pruebas no afecten a 
la  producción  real  de  la  instalación,  informando  al  OS  del  momento  en  el  que  la 
instalación que realiza las pruebas se encuentra preparada.
3.  El OS predispondrá la reducción automática de potencia de la instalación que 
realiza las pruebas. Dicho centro de control deberá establecer contacto telefónico con el 
OS para informar de la recepción de la señal tan pronto como se produzca.
4.  El  OS  normalizará  la  señal  de  predisposición  previamente  enviada  a  la 
instalación. El centro de control de generación y demanda deberá informar al OS del 
cambio de la señal tan pronto como se produzca. A continuación, el OS volverá a 
predisponer la reducción automática de potencia de la instalación.
5.  El OS emitirá una señal de activación de la reducción automática de potencia de 
la instalación que realiza las pruebas desde el sistema de control principal del OS. El  s
centro de control de generación y demanda por medio del cual la instalación en pruebas  oe.
intercambia información en tiempo real con el OS, deberá informar al OS de la correcta  w.
arseiln ccetrippoconi óiznda edd oe s pleaoñ rsa eGl ñPadSle e  enal  ecintl isvbtaaacsnitótiedn o drer de ercei blcaied pionc,s iótaynl a dcdeieó bnlae  yrsá de eñrlae tlgi eeismntr paeorl   bdmaes ertedidsiaopnru tceeos ntau  nsa usfeoicqcieuianipdtooe    2022-1183n https://w
precisión para verificar el cumplimiento de la respuesta rápida. Este paso se repetirá
para los diferentes tipos señal de activación, que dependerán del tiempo de activación 
requeridos, pudiendo emitirse las señales desde el centro de control de respaldo del OS.
6.  En caso de que la instalación hubiera sido deshabilitada por incurrir en algún 
incumplimiento,  de  acuerdo  a  lo  especificado  en  el  apartado  6  del  presente 
procedimiento, la instalación deberá realizar una prueba adicional consistente en la 
reducción real de su potencia o consumo una vez finalizada la prueba previamente 
descrita para obtener de nuevo la habilitación, sin modificación del programa por el OS. 
Para ello, el OS predispondrá la reducción automática de potencia de la instalación. A 
continuación, el OS emitirá la señal de activación de la reducción automática de potencia 
de la instalación con un tiempo de respuesta rápido y la instalación deberá responder 
reduciendo su potencia o consumo a cero en el tiempo de respuesta indicado.
La emisión de las señales por parte del OS se realizará sin previo aviso al centro de 
control de generación y demanda de la instalación que realiza las pruebas.
Al finalizar las pruebas, el centro de control de generación y demanda deberá remitir 
al OS los registros temporales de cada una de las señales recibidas en su centro de 
control, así como los registros de las señales recibidas en el bastidor frontera de la 
instalación. En caso de que la instalación haya realizado una prueba de reducción real 
de su potencia o consumo, el centro de control deberá aportar un registro temporal que 
recoja la reducción de la potencia de dicha instalación, así como el tiempo trascurrido 
desde la activación de la orden de reducción por el OS.
Se  considerará  que  la  instalación  ha  superado  las  pruebas  de  habilitación  del 
sistema de reducción automática de potencia si cumple:
a)  El centro de control de generación y demanda de la instalación que realiza las 
pruebas confirma telefónicamente al OS la recepción de las señales de predisposición de 
reducción  automática  de  potencia  y,  cuando  corresponda,  envía  las  señales  de 
seguimiento de rol adecuadas para cada combinación de señales de rol recibidas.
b)  A  partir  de  los  registros  temporales  remitidos  por  el  centro  de  control  de 
generación y demanda de la instalación que realiza las pruebas, el OS verifica que las 
señales de activación de la reducción automática de potencia emitidas por los centros de 
control del OS han sido recibidas en el bastidor de la instalación correctamente y que los 
tiempos incurridos son iguales o inferiores a los tiempos máximos de respuesta definidos 
en este procedimiento.
c)  En caso de que la instalación haya realizado la prueba adicional descrita en el 
apartado 6) de este Anexo para obtener de nuevo la habilitación, la instalación deberá 
acreditar que ha reducido su producción o consumo respetando el tiempo de respuesta 
rápida tras la emisión de la señal de activación del sistema por parte del OS.
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