BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 335  Jueves 24 de diciembre de 2020  Sec. III.   Pág. 120122
III. OTRAS DISPOSICIONES
COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS
Y LA COMPETENCIA
16964 Resolución de 10 de diciembre de 2020, de la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia, por la que se aprueba la adaptación de los 
procedimientos de operación del sistema a las condiciones relativas al balance 
aprobadas por Resolución de 11 de diciembre de 2019.
La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y 
la Competencia, modificada por el Real Decreto-Ley 1/2019, de 11 de enero, en su 
artículo 7, acerca de la supervisión y control en el sector eléctrico y en el sector del gas 
natural, determina en su apartado primero la potestad de la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia de establecer, mediante circular, las metodologías relativas a 
la prestación de servicios de balance y de no frecuencia del sistema eléctrico que, desde 
el punto de vista de menor coste, de manera justa y no discriminatoria proporcionen 
incentivos adecuados para que los usuarios de la red equilibren su producción y consumo.
En fecha 2 de diciembre de 2019, se publicó en el Boletín Oficial del Estado la 
Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento 
del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema.
La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador del sistema deberá 
elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea. Asimismo, 
en su artículo 19 establece que el operador del sistema será responsable de la gestión de 
los mercados de servicios de balance prestados por los proveedores de estos servicios para 
garantizar el adecuado equilibrio entre la generación y la demanda, y la seguridad y la 
calidad del suministro eléctrico. También según este mismo artículo será responsable el 
operador del sistema de la liquidación a los proveedores de los volúmenes activados de 
energía de balance, la liquidación de los intercambios de energía con otros operadores, así 
como de la liquidación de los desvíos a cada sujeto de liquidación responsable del balance. 
Todo ello, según lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de 
noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico.
El artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/2195 establece que los gestores de la red de 
transporte de cada estado miembro elaborarán una propuesta relativa a las condiciones 
aplicables a los proveedores de servicios de balance y las condiciones aplicables a los 
sujetos de liquidación responsables del balance. En el caso del sistema eléctrico español, 
dichas condiciones fueron aprobadas por la CNMC con fecha 11 de diciembre de 2019 y 
publicadas en el BOE el 23 de diciembre de 2019.
De acuerdo con el Reglamento (UE) 2017/2195, estas Condiciones deberán estar 
implementadas antes de transcurridos 12 meses desde su aprobación, para lo que se 
requiere la adaptación a las mismas de los procedimientos de operación del sistema. A tal 
fin, en el artículo 30.2 de las Condiciones relativas al balance se estableció un requerimiento 
al operador del sistema, solicitándole una propuesta de adaptación de los procedimientos 
de operación y en particular a: los artículos 7.1, 8.3, 8.5, 11.3 y 25.1; la participación de la  s
demanda en los servicios de balance; los artículos 9.2e y 9.4, en lo relativo a las pruebas  oe.
para el procedimiento de habilitación para la provisión de los servicios de balance; y los  w.
artículos 20.3 y 20.4, relativos al cambio de programas de los BRP. 964ww
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de los sujetos interesados.
En fecha 8 de junio de 2020, tuvo entrada en la CNMC escrito del operador del sistema, 
por el que remitió la propuesta de adaptación de los procedimientos de operación del 
sistema a las Condiciones relativas al balance, en cumplimiento de lo establecido en el 
artículo 5 de la Circular 2/2020, de 9 de enero. En concreto, se adjuntan los siguientes 
procedimientos de operación:
– P.O. 3.1  Proceso de programación.
– P.O. 3.2  Restricciones técnicas.
– P.O. 3.3  Activación de energías de balance procedentes del producto de reserva 
de sustitución (RR).
– P.O. 3.6  Comunicación y tratamiento de las indisponibilidades de las instalaciones 
de generación, demanda y almacenamiento.
– P.O. 3.8  Pruebas para la participación de las instalaciones en los procesos y 
servicios gestionados por el operador del sistema.
– P.O. 7.2  Regulación secundaria.
– P.O. 7.3  Regulación terciaria.
– P.O. 9.1  Intercambios de información relativos al proceso de programación.
– P.O. 14.1  Condiciones generales del proceso de liquidación del operador del 
sistema.
– P.O. 14.2  Admisión de sujetos en el mercado y datos necesarios durante su 
participación.
– P.O. 14.4  Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del 
sistema.
El escrito se acompañó de un informe justificativo de los cambios incorporados en el 
texto de los procedimientos, así como de los comentarios de los sujetos interesados, 
recibidos por el operador del sistema durante el período de consulta pública de la 
propuesta, y las respuestas de dicho operador a las alegaciones de los sujetos, justificando 
las razones por las que se decide incorporar o no a los procedimientos cada uno de los 
comentarios recibidos.
Con fecha 31 de julio de 2020, y de acuerdo con la disposición transitoria décima de la 
Ley 3/2013, de 4 de junio, se dio trámite de audiencia, enviando al Consejo Consultivo de 
Electricidad y al de Hidrocarburos la Propuesta de resolución de la CNMC por la que se 
aprueba la adaptación de los procedimientos de operación a las Condiciones relativas al 
balance aprobadas por la CNMC el 11 de diciembre de 2019. Asimismo, en esa misma 
fecha, en cumplimiento del trámite de información pública, se publicó en la página web de 
la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la citada propuesta de resolución 
para que los sujetos formularan sus alegaciones hasta el 21 de septiembre.
Adicionalmente a los procedimientos cuya revisión proponía el operador del sistema, 
la CNMC incorporó en el trámite de consulta un procedimiento adicional, sobre suspensión 
y restablecimiento de las actividades del mercado, así como sendos cuestionarios sobre 
los requisitos para la constitución de las Unidades de Gestión Hidráulica y la necesidad de 
creación de una plataforma local para la publicación de información privilegiada. En este 
trámite, se recibieron comentarios de 25 sujetos, entre empresas y asociaciones, 
procedentes tanto del sector eléctrico como del gasista.
Con fecha 31 de julio de 2020, se remitió igualmente la propuesta de resolución a la 
Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al 
respecto. Dicha Dirección General no formuló comentarios a la propuesta.
La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador del sistema deberá  e.e
elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea, entre  w.b
otros, en lo relativo a la prestación de servicios de balance en el sistema eléctrico. 964ww
PO E3.l 1o, bPjeOti v3o. 2p, riPnOci p3a.l3 d, eP Ola  3p.r6o,p PuOes t3a. 8d, eP rOe v7is.2ió,n P dOe  7lo.3s,  pPrOoc e9d.1im, PieOnt o1s4 .d1e,  PoOpe 1ra4c.2ió ny 
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acuerdo con lo dispuesto en el artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/2195.
Por otro lado, la Circular 3/2019, en su artículo 23, asigna a la Comisión Nacional de 
los Mercados y la Competencia la función de aprobar los procedimientos de operación 
derivados del desarrollo de dicha circular.
Los procedimientos de operación que se aprueban mediante la presente resolución 
PO 3.1, PO 3.2, PO 3.3, PO 3.6, PO 3.8, P.O 3.9, PO 7.2, PO 7.3, PO 9.1, PO 14.1, 
PO 14.2 y PO 14.4, se modifican para adaptarlos a las Condiciones relativas al balance, 
aprobadas por la CNMC el 11 de diciembre de 2019, de acuerdo con lo dispuesto en el 
artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/2195.
Los cambios introducidos frente a la regulación vigente son tanto de carácter general 
como específicos. Los cambios más relevantes son los siguientes:
1.  Se incorpora en los procedimientos de operación la terminología empleada en:
– Condiciones Relativas al Balance, aprobadas por Resolución de la CNMC de 11 de 
diciembre de 2019.
– Circular 3/2019 de la CNMC, de 20 de noviembre, por la que se establecen las 
metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la 
gestión de la operación del sistema.
– Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad 
(Reglamento MIE).
– Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se 
establece una Directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad (Reglamento 
SO).
– Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el 
que se establece una Directriz sobre el balance eléctrico (Reglamento EB).
2.  Se incorporan en los procedimientos todos los cambios necesarios para la 
participación de la demanda y el almacenamiento, en los términos reglamentariamente 
establecidos o que se establezcan, en los servicios de balance.
3.  Se propone un nuevo procedimiento de operación específico (PO 3.8) que incluye, 
entre otras, las pruebas de habilitación para la participación en los mercados de balance, 
para las unidades de programación de generación, demanda y almacenamiento.
En este mismo procedimiento de operación se recoge la potestad de los Gestores de 
las Redes de Distribución (GRDs) de expresar su conformidad a la realización de las 
pruebas para la participación en los servicios de regulación secundaria, regulación terciaria 
y energías procedentes de reservas de sustitución, por parte de aquellas instalaciones de 
generación, demanda y almacenamiento conectadas a la red de distribución, en base a las 
condiciones recogidas en el Reglamento SO.
4.  Se incorporan las condiciones de deshabilitación respecto a la prestación de los 
servicios de reservas de sustitución, regulación secundaria y regulación terciaria de las distintas 
unidades de programación o zonas de regulación, proveedoras de servicios de balance.
5.  Se posibilitan los cambios de programa entre Sujetos de liquidación responsables 
del balance (BRP, por sus siglas en inglés), en coherencia con lo establecido en las 
Condiciones relativas al balance.
6.  Se recoge la posibilidad de delegar contractualmente la responsabilidad del 
balance, de acuerdo con lo establecido en el reglamento MIE, según el cual todos los 
participantes en el mercado serán responsables de los desvíos que causen en el sistema 
o delegarán contractualmente esa responsabilidad. Se adapta la redacción de los 
procedimientos a las figuras del participante en el mercado (PM), el responsable del 
balance (BRP) y el proveedor de servicios de balance (BSP). e.e
7.  Se eliminan los límites de precios en los mercados de balance, en aplicación del  w.b
Reglamento MIE y del Reglamento EB. Esta modificación permitirá presentar ofertas y  964ww
oAbstimenisemr aos, isgen ainccioonrpeosr adne  lraess umltoaddiofisc aecnio lnoess m neercceasdaorisa sd ec obna lvaisntcaes  cao lna  perleimciionsa cnióeng adteiv oloss. 
límitSees  dmeo pdrifeiccaio sla e pnr olopsu emsetarc addeol so pdeer aednoerr gdíeal. sistema, permitiendo las ofertas a precios
negativos en el servicio de restricciones en todos los periodos horarios de programación
de aquellos días en que al menos se haya dado un precio negativo en su horizonte de 
programación, bien en el mercado diario bien en las subastas de intradiario.
8.  Se modifica respecto al PO 9 vigente la parte correspondiente a los intercambios 
de información con el operador del sistema ligados con el proceso de programación, 
quedando recogida en un nuevo PO 9.1.
9.  Se incorpora explícitamente en el PO 3.2 la aplicación de medidas topológicas en 
la Red de Transporte para la resolución de restricciones técnicas, de acuerdo con el 
Reglamento SO.
10.  Se crea un nuevo PO 3.9 sobre suspensión y restablecimiento de las actividades 
de mercado, al objeto de desarrollar el Título 4 de las Condiciones relativas al balance.
11.  Tras el trámite de información pública llevado a cabo por la CNMC, se han 
incorporado mejoras de redacción en varios procedimientos de operación. Algunas derivan 
de la necesidad de adaptación a nuevos criterios establecidos en normas de rango 
superior de reciente aprobación, en particular, el Real Decreto 647/2020, de 7 de julio, por 
el que se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de 
conexión de determinadas instalaciones eléctricas. Otros cambios responden a 
alegaciones formuladas por los sujetos interesados durante el trámite de consulta, o bien 
se trata de cambios menores que, sin tener impacto, permitirán evitar que algunos textos 
tengan que ser revisados en el futuro para la introducción de la programación cuartohoraria. 
Por el contrario, no se han aceptado otros cambios solicitados por los sujetos de mayor 
relevancia, bien por no considerarlos oportunos, bien porque la revisión del aspecto en 
cuestión ya se prevé en un proceso posterior, de adaptación de los POs a la programación 
cuartohoraria u otras metodologías de balance.
Adicionalmente a la modificación de los procedimientos de operación, la Sala de 
supervisión regulatoria de la CNMC solicita al operador del sistema que tenga en cuenta 
la necesidad de revisar el reparto de los costes de los servicios y, en particular, su 
repercusión a toda la demanda y/o exclusivamente a la demanda.
La Sala de supervisión regulatoria de la CNMC considera que las limitaciones 
impuestas por el Real Decreto 413/2014 a la figura del representante deben extenderse a 
la figura del BRP, en cuanto éste asume esas funciones de representación a los efectos de 
la liquidación del balance, solicitándose a REE que, para una mayor claridad de todos los 
participantes en el mercado, haga expresa esta limitación, que es aplicable a esta figura 
del BRP, en el texto de las Condiciones relativas al balance en una próxima revisión.
Se solicita al operador del sistema que analice la conveniencia de contemplar la 
existencia de unidades de programación para la venta de los comercializadores y, en su 
caso, lo incorpore en una próxima revisión de este procedimiento. Asimismo, se solicita a 
REE que incorpore información periódica sobre la evolución de los excedentes de estas 
unidades en los informes de los servicios de ajuste del sistema, que remite mensualmente 
a la CNMC.
Respecto a la regulación secundaria, se aclara que el párrafo 4 del artículo 7 de las 
Condiciones debe interpretarse que se refiere a MW instalados (en el caso de instalaciones 
de generación) y a MW de potencia contratada (en el caso de instalaciones de demanda) 
correspondientes a aquellas instalaciones habilitadas e integradas dentro de una zona de 
regulación para la prestación del servicio de regulación secundaria.
Por otra parte, el párrafo 5 del mismo artículo 7 de las Condiciones establece que cada 
zona de regulación podrá estar constituida por unidades de programación habilitadas y no 
habilitadas para la participación activa en el servicio de regulación secundaria, pero  s
estando todas las unidades bajo la titularidad o la representación del sujeto que ostenta la  e.
titularidad de la zona de regulación. Igualmente, en este caso la interpretación en sentido  w.
estricto del texto, y en particular del alcance del concepto de titularidad, resultaría más  964ww
rqeuset roicptievraa nq ueen  llaa  arecgtuualalicdiaódn,  aynat eqruioer ,c oinnctliuesnoe no binlisgtaarlaíac iao nreesc odnef ilgausr aqru ez oenl atistu dlaer  rdeeg lual azcoiónna 
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justificada su revisión.
A este respecto, se aclara que el concepto de titularidad debe interpretarse en el 
referido artículo en un sentido más amplio, pudiéndose incorporar en un determinada zona 
de regulación unidades que pertenezcan al mismo grupo de sociedades que el titular de la 
zona, entendiéndose que las instalaciones que se incluyan en la zona por pertenecer al 
mismo grupo de sociedades también estarán afectadas por la limitación a los operadores 
dominantes prevista en el artículo 53 del Real Decreto 413/2014. El sujeto titular de la 
zona de regulación será el responsable del cumplimiento del requisito de composición de 
las zonas establecido en el párrafo 5 del artículo 7 de las Condiciones relativas al balance. 
Esto es sin perjuicio del resto de requisitos establecidos para la integración en zona de 
regulación, como por ejemplo la adscripción de todas las unidades de la zona a un mismo 
centro de control.
Por último, se solicita al operador del sistema que adapte la redacción de los citados 
párrafos del artículo 7 de las Condiciones en el sentido expuesto, en el momento en que 
se lleve a cabo la revisión de dichas Condiciones.
Teniendo en cuenta que la garantía que actualmente se exige a los nuevos entrantes 
pudiera ser reducida para llevar a cabo la actividad de comercialización (10.000 €), se 
solicita a REE que revise el nivel de garantías exigido a los sujetos participantes en el 
mercado, al objeto de buscar un adecuado equilibrio entre la libertad de entrada en el 
mercado y la necesidad de que los sujetos puedan responder a la responsabilidad por su 
participación en dicho mercado.
El anexo de la presente resolución contiene los procedimientos de operación P.O.3.1. 
Proceso de programación, P.O.3.2. Restricciones técnicas, P.O.3.3. Activación de energías 
de balance procedentes del producto de reserva de sustitución (RR), P.O.3.6. Comunicación 
y tratamiento de las indisponibilidades de las instalaciones de generación, demanda y 
almacenamiento, P.O.3.8. Pruebas para la participación de las instalaciones en los procesos 
y servicios gestionados por el operador del sistema, P.O.3.9. Suspensión y restablecimiento 
de las actividades de mercado, P.O.7.2. Regulación secundaria, P.O.7.3. Regulación 
terciaria, P.O.9.1. Intercambios de información relativos al proceso de programación, 
P.O.14.1. Condiciones generales del proceso de liquidación del operador del sistema, 
P.O.14.2. Admisión de sujetos en el mercado y datos necesarios durante su participación y 
P.O.14.4. Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema, 
una vez incorporados los cambios introducidos por la CNMC en los textos inicialmente 
remitidos por el OS de acuerdo con las consideraciones realizadas en esta resolución.
Por cuanto antecede, la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de 
los Mercados y la Competencia, de acuerdo con la función establecida en el artículo 7.1.c 
de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019 y desarrollada a través de la 
Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento 
del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema, y en 
cumplimiento de lo establecido en el artículo 5.1 de dicha circular, resuelve:
Primero.
Aprobar los procedimientos de operación P.O.3.1. Proceso de programación, P.O.3.2. 
Restricciones técnicas, P.O.3.3. Activación de energías de balance procedentes del 
producto de reserva de sustitución (RR), P.O.3.6. Comunicación y tratamiento de las 
indisponibilidades de las instalaciones de generación, demanda y almacenamiento, 
P.O.3.8. Pruebas para la participación de las instalaciones en los procesos y servicios  e
gestionados por el operador del sistema, P.O.7.2. Regulación secundaria, P.O.7.3.  bo
Regulación terciaria, P.O.9.1. Intercambios de información relativos al proceso de  964ww
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Segundo.
Se aprueban las Normas para la suspensión y el restablecimiento de las actividades 
del mercado y las Normas de liquidación de desvíos y liquidación de energías de balance 
en caso de suspensión de las actividades del mercado, previstas en los apartados 2 (e) y 2 
(f) del artículo 4 del Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre 
de 2017 por el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del 
servicio, y se incorporan a los desarrollos de las Condiciones relativas al balance como 
P.O.3.9. Suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado, según lo previsto 
en el apartado 2 del artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de 
noviembre de 2017 por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico, que se 
anexa a la presente Resolución.
Tercero.
El operador del sistema deberá realizar las actuaciones que se determinan en la parte 
expositiva de esta Resolución, referentes a mandatos para adaptaciones adicionales de 
los procedimientos de operación y de las condiciones relativas al balance y de los servicios 
de no frecuencia.
Cuarto.
La presente resolución surtirá efectos el martes siguiente a los treinta días naturales 
de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
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, y se publicará asimismo, en su versión íntegra, en la página web de 
la CNMC.
Madrid, 10 de diciembre de 2020.‒El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional 
de los Mercados y la Competencia, Joaquim Hortalà i Vallvé.
ANEXO I
Procedimientos de operación
– P.O. 3.1  Proceso de programación.
– P.O. 3.2  Restricciones técnicas.
– P.O. 3.3  Activación de energías de balance procedentes del producto de reserva 
de sustitución (RR).
– P.O. 3.6  Comunicación y tratamiento de las indisponibilidades de las instalaciones 
de generación, demanda y almacenamiento.
– P.O. 3.8  Pruebas para la participación de las instalaciones en los procesos y 
servicios gestionados por el operador del sistema.
– P.O. 3.9  Suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado.
– P.O. 7.2  Regulación secundaria.
– P.O. 7.3  Regulación terciaria.
– P.O. 9.1  Intercambios de información relativos al proceso de programación..
– P.O. 14.1  Condiciones generales del proceso de liquidación del operador del  es
sistema. o
– P.O. 14.2  Admisión de sujetos en el mercado y datos necesarios durante su  964www.
psiasrtte–icm ipPaa..Oci.ó 1n4..4  Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del  OE-A-2020-16able en https://
P.O. 3.1  PROCESO DE PROGRAMACIÓN
1.  Objeto.
El objeto de este procedimiento es establecer el proceso de programación diaria, 
intradiaria y en tiempo real de las unidades de programación del sistema eléctrico 
peninsular español en el mercado mayorista de electricidad, de forma que se garantice el 
suministro y la seguridad del sistema.
El proceso de programación incluye los siguientes procesos sucesivos:
a)  Elaboración del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
b)  Elaboración del Programa Diario Viable Provisional (PDVP).
c)  Contratación diaria de banda de regulación secundaria.
d)  Elaboración de los Programas Horarios Finales (PHF/PHFC).
e)  Elaboración de los Programas Horarios Operativos (P48) y su cierre.
Los horarios para la publicación de estos programas y otros intercambios de 
información relevantes para el proceso de programación se recogen en el anexo I de este 
procedimiento de operación.
El proceso de programación se realiza en unidades de programación (UP). Los criterios 
de organización de las UP del sistema eléctrico peninsular español se establecen en el 
anexo II de este procedimiento de operación.
En el anexo III se recoge el procedimiento para dar de alta y posteriormente nominar 
contratos bilaterales con entrega física ante el OS.
El proceso de reclamaciones en el ámbito de la programación se recoge en el anexo 
IV de este procedimiento.
En el anexo V se detalla el proceso de validación aplicado a la información 
correspondiente a la nominación de programas de los mercados diario e intradiarios.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación a:
a)  Operador del Sistema (OS).
b)  Participantes en el mercado (PM), en el ámbito del sistema peninsular español.
A efectos de lo establecido en este procedimiento, corresponderá al participante en el 
mercado:
– La solicitud al OS del alta, baja o modificación de las unidades de programación en 
el sistema eléctrico peninsular español.
– La comunicación de la información necesaria en el proceso de programación:
• Nominaciones de programas de energía y comunicación de cambios de programa 
después del mercado intradiario continuo.
• Desgloses de los programas de energía en unidades físicas (UF).
• Comunicación de desvíos e indisponibilidades.
• Envío de ofertas, en caso de participación en los servicios de ajuste del sistema 
gestionados con mecanismos de mercado.
3.  Programas de energía, periodos de programación y horarios.
Los programas de energía corresponderán a valores de MWh con un máximo de una  oe.
cifra decimal. w.
Los periodos de programación definidos en este procedimiento de operación tendrán  964ww
una Tdoudroasc ilóons  dheo ruanriao sh oy rlao.s periodos de programación (intervalos temporales semiabiertos
doepfeinraidcoiósn p eosr tásun  hreofrear iddeo si naic lioa  yH osrua  hCoeran tdrael  fEinu)r oepsetaab, leCcEidTo s(C eenn tersatle E purroocpeedaimn iTeinmtoe )d oe   BOE-A-cable e
CEST (Central European Summer Time).
4.  Definiciones.
A efectos de este procedimiento de operación se deberán tener en cuenta los términos 
y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de 
la electricidad y en el artículo 4 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores 
de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance en el sistema 
eléctrico peninsular español, aprobadas por la CNMC, (en adelante Condiciones relativas 
al balance).
En particular, los términos correspondientes a:
– Mercado, se refiere al «Mercado mayorista de electricidad» al que se refiere el 
artículo 1 de la Circular 3/2019 de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el 
funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del 
sistema.
– Participante en el mercado (PM), es una persona física o jurídica que compra, vende 
o genera electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la participación 
activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la emisión de 
órdenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el 
mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del artículo 2 del Reglamento 
(UE) 2019/943 relativo al mercado interior de electricidad.
– Proveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en inglés): participante en el 
mercado que suministra energía de balance y/o reserva de balance a los TSO, tal como se 
define en el punto (12) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado 
interior de la electricidad.
– Sujeto de liquidación responsable del balance (BRP, por sus siglas en inglés): 
participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el 
mercado de la electricidad, tal como se define en el punto (14) del artículo 2 del Reglamento 
(UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
Adicionalmente, se incorporan en este procedimiento las definiciones de los programas 
y asignaciones publicados por el OS:
– Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF): Es el programa de energía diario 
de las diferentes unidades de programación que integra la nominación de los programas 
de energía derivados del uso de los derechos físicos de capacidad de largo plazo en la 
interconexión Francia-España, los resultados de la casación del mercado diario y la 
información de ejecución de contratos bilaterales con entrega física nominados al OS 
antes y después del mercado diario.
– Programa Diario Viable Provisional (PDVP): Es el programa de energía diario de las 
diferentes unidades de programación que incorpora, sobre el PDBF, las modificaciones de 
programa derivadas del proceso diario de solución de las restricciones técnicas 
identificadas en el programa diario base de funcionamiento.
– Asignación diaria de banda de regulación secundaria: Proceso de asignación de 
ofertas de reserva de regulación secundaria realizado por el OS para garantizar la 
disponibilidad de la reserva de regulación secundaria a subir y a bajar requerida por el 
sistema para el día siguiente.
– Programa Horario Final tras las subastas del mercado intradiario (PHF): Es el 
programa de energía de las diferentes unidades de programación que incorpora, sobre el  s
PDVP, los ajustes de programa realizados en el mercado intradiario (subastas y rondas del  oe.
mercado intradiario continuo) en cada una de las subastas del mercado intradiario para los  w.
pdeifreior–ed noPtser osdg eur apnmridoaga rdHaemosr aadcreiióo np  Frnoienggaroal cmdiaeabfcilnieóistn ive, onq  uc(Paed HianF cuCon)ra:p  odEresa  d,e iscl hopabrsroe gs rueablm aPsaDt aVdseP. , elnoes rgaíjuas dtees  ldaes   2020-16964n https://ww
programa realizados en el mercado intradiario (subastas y rondas del mercado intradiario
continuo) en cada una de las rondas del mercado intradiario continuo para los periodos de  Bc
programación negociables en cada una de dichas rondas.
– Programa Horario Operativo (P48): Es el programa de energía de las diferentes 
unidades de programación que incorpora, sobre el PDVP, los ajustes de programa realizados 
en horizonte intradiario y los cambios de programa entre BRPs comunicados al OS tras el 
mercado intradiario continuo, las modificaciones de los programas necesarias para la 
solución de restricciones técnicas en tiempo real, las asignaciones de ofertas realizadas en 
los mercados de balance y los redespachos de energía derivados de las declaraciones de 
indisponibilidad y de la comunicación de desvíos de las unidades de programación.
La publicación del P48 se inicia tras la publicación del PDVP para las horas 
correspondientes al día en curso y el horizonte completo del día siguiente, pudiendo ser 
actualizado posteriormente en cualquier momento, con anterioridad y durante la misma 
hora de suministro de la energía.
– Programa Horario Operativo de Cierre (P48CIERRE): Es la publicación que recoge 
el programa P48 de un día completo. Se publica una vez ya transcurrido el día.
5.  Publicación de información previa al mercado diario.
Antes de las 10:30 horas, el OS pondrá a disposición de los PM y, en su caso, del 
operador del mercado (OM) u otras entidades, conforme a la regulación vigente, la 
información correspondiente al día siguiente y referente a:
– Previsión de demanda total del sistema.
– Previsiones de generación de energía eólica y solar.
– Volumen agregado de indisponibilidades de las unidades de programación.
– Situación prevista de la red de transporte.
– Valores de previsión de capacidad en las interconexiones internacionales: capacidad 
de intercambio (NTC, por sus siglas en inglés) y capacidad de intercambio disponible 
(ATC, por sus siglas en inglés).
El OS mantendrá actualizada esta información conforme a lo establecido en el 
procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información 
relativos al proceso de programación.
6.  Elaboración del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
Antes de las 13:30 horas, o bien antes de transcurridos 30 minutos tras la publicación 
de la información correspondiente a los resultados de la casación de ofertas en el mercado 
diario, el OS pondrá a disposición de todos los participantes en el mercado, y del OM, el 
Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) de las unidades de programación para 
el día siguiente.
El Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) integra la nominación de los 
programas de energía derivados de la nominación del uso de los derechos físicos de 
capacidad de largo plazo en la interconexión Francia-España, los resultados de la casación 
de ofertas del mercado diario y los contratos bilaterales con entrega física nominados al 
OS antes y después del mercado diario. En caso de desacoplamiento de los mercados 
diarios, se integrarán también en el PDBF los programas establecidos a través de la 
interconexión Francia-España en uso de los derechos físicos de capacidad asignados en 
la subasta diaria de respaldo.
Para la elaboración del PDBF se aplicarán, a las nominaciones de programas del 
mercado diario y a la nominación de contratos bilaterales, las validaciones establecidas en 
el anexo V de este procedimiento. e
plaz6Eo.l 1 eO nS lNa, o oinm tteienrracccoeinóroen x adióuentlo  uFrsirzoaa nddceoi a,l o-nEso sdtpiefaicrñeaacrhá.o as  floíssic poasr dtieci pcaanpatecsid daedl  dmee inrcteardcoa mlobsi od deere lcahrgoos   2020-16964n https://www.
fdísei ccoasp adcei dcaapda acpidliacadb alensu aale las  yin mteercnosnueaxleiósn a uFtroarnizcaiad-oEss, pcaoñnafo.rme a las reglas de asignación  BOE-A-cable e
Las diferencias entre los derechos físicos de capacidad autorizados para la 
programación y los derechos físicos de capacidad previamente asignados serán las 
posibles reducciones de capacidad debidas a la identificación de una situación de 
congestión en la interconexión.
Con anterioridad al cierre del mercado diario, y siguiendo los horarios fijados en el 
anexo I y en las reglas de asignación de capacidad aplicables a la interconexión Francia-
España, se llevarán a cabo una serie de procesos sucesivos:
– Antes de las 8:30 horas, el OS recibirá de los participantes en el mercado las 
notificaciones de uso de los derechos físicos de capacidad anual y mensual que hayan 
sido autorizados. En el sistema eléctrico peninsular español, se considerará como 
notificación de uso de los derechos físicos de capacidad la comunicación por el PM de la 
ejecución de uno o más contratos bilaterales establecidos entre la unidad de programación 
para la importación (o la unidad de programación para la exportación) y las unidades de 
programación genéricas, definidas ambas en el anexo II de este procedimiento de 
operación.
La falta de notificación de uso de la capacidad autorizada en los plazos establecidos, 
supondrá una reventa de los derechos físicos de capacidad correspondientes y dicha 
capacidad será incluida por los OS en los valores de capacidad máxima utilizables por el 
mecanismo de acoplamiento de los mercados en horizonte diario.
– Seguidamente, los operadores de los sistemas eléctricos francés y español 
intercambiarán la información relativa a las notificaciones de uso recibidas. A partir de los 
resultados de dichos intercambios de información relativos a la utilización de los derechos 
físicos de capacidad anual y mensual autorizados, los dos OS establecerán conjuntamente 
el valor total de los derechos físicos de capacidad asignados y cuyo uso ha sido notificado 
en ambos sistemas eléctricos.
– Una vez intercambiadas las notificaciones de uso de las capacidades asignadas en 
horizontes anual y mensual, los derechos de uso no notificados serán objeto de reventa y 
dicha capacidad será incluida por los OS que comparten la correspondiente interconexión 
en los valores de capacidad máxima utilizables por el mecanismo de acoplamiento de 
mercados en horizonte diario. En ese mismo proceso, los dos OS aplicarán el principio de 
superposición de transacciones firmes en contradirección, maximizando de este modo la 
utilización de la capacidad de intercambio.
– Antes de las 9:00 horas, el OS pondrá a disposición del OM la información de los 
derechos físicos de capacidad asignados en horizontes anual y mensual y cuyo uso ha 
sido notificado en ambos sistemas eléctricos, y los valores de capacidad máxima utilizables 
por el mecanismo de acoplamiento de mercados en horizonte diario.
6.2  Nominaciones de contratos bilaterales físicos antes del mercado diario.
Antes de las 10:15 horas, el OS recibirá la nominación correspondiente a:
– Contratos bilaterales internacionales con entrega física en interconexiones en las 
que no existe un procedimiento coordinado de asignación de capacidad.
– Contratos bilaterales internos con entrega física que han elegido la opción de 
nominación firme previa al mercado diario.
Antes de las 10:30 horas, el OS pondrá a disposición del OM la información relativa a 
la nominación de contratos bilaterales con entrega física realizada ante el OS con 
anterioridad al mercado diario. e.
En el caso de que detecte que se ha producido una incidencia, el OS, en coordinación  w.b
con el OM podrá realizar las actuaciones oportunas y, en su caso, podrá realizar nuevos  964ww
esintuvaíocsió nd,e e le OstMa  yin lfoosr mOaSc dióenl  smistoedmifaic aibnédrioc ol aa dyoap teanrávnia sduas.  mEnej ocraesso e sdfeu eprzroodsu pcairrsae q uees tlaa 
secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
6.3  Resultado del mercado diario.
Antes de las 13:00 horas, el OS recibirá del OM el resultado de la casación en el 
mercado diario, incluidos, en su caso, los programas de energía derivados de la integración 
en el mercado de las contrataciones establecidas en el mercado a plazo con entrega física 
de la energía, el orden de mérito de las ofertas de compra y venta de energía resultante de 
la casación de ofertas en dicha sesión del mercado diario, y todas las ofertas presentadas 
a dicha sesión.
Asimismo, el OS recibirá del OM la información relativa al precio marginal del mercado 
diario correspondiente a las zonas de oferta de España, Portugal y Francia y los valores 
de los programas de intercambio a través de las interconexiones entre España y Francia y 
entre España y Portugal, así como en las interconexiones internacionales no comunitarias.
6.4  Nominaciones después del mercado diario.
Antes de las 13:00 h, o bien antes de transcurridos 20 minutos tras la publicación de la 
información correspondiente a los resultados de la contratación en el mercado diario, el 
OS recibirá de los participantes del mercado la nominación de los siguientes programas:
– Programas resultantes del mercado diario en unidades de programación, en caso de 
no correspondencia unívoca entre la unidad de oferta en el mercado diario y la unidad de 
programación.
– Contratos bilaterales con entrega física internos que no hayan elegido la opción de 
nominación firme previa al mercado diario, incluidos los contratos bilaterales con entrega 
física entre empresas comercializadoras.
– Modificaciones de contratos bilaterales internos que hayan elegido la opción de 
nominación firme previa al mercado diario, siempre que esta modificación suponga un 
incremento del programa de energía firme previamente comunicado y no se modifiquen las 
unidades de programación con las cuales el contrato bilateral haya sido previamente 
nominado.
6.5  Subasta Diaria de Respaldo (SDR) en la interconexión Francia-España.
En caso de desacoplamiento de mercados, la capacidad de intercambio disponible en 
el horizonte diario será ofrecida en una Subasta Diaria de Respaldo (SDR) de acuerdo con 
lo dispuesto en las reglas de asignación de capacidad aplicables a la interconexión 
Francia-España.
Tras la SDR, el OS o tercero habilitado pondrá a disposición del OM el valor de 
capacidad diaria autorizada para cada participante en el mercado en cada sentido de flujo, 
al objeto de que esta información pueda ser tenida en cuenta para la aceptación de ofertas 
al mercado diario en los casos que así corresponda.
Antes de las 13:00 horas, o bien antes de transcurridos 20 minutos tras la publicación 
de la información correspondiente a los resultados del mercado diario, el OS recibirá la 
nominación de los contratos bilaterales con entrega física establecidos entre la unidad de 
programación genérica y la unidad de programación en frontera, al objeto de transferir, y 
anular así, el programa de la unidad genérica.
Finalmente, y en caso de desacoplamiento de mercados, y si excepcionalmente esta 
SDR no pudiera celebrarse, la capacidad de intercambio disponible en el horizonte diario 
será ofrecida en el mercado intradiario.
7.  Comunicación al OS de información relevante para los análisis de seguridad. o
7.1  Desgloses de programa en unidades físicas. 964ww
Los participantes en el mercado facilitarán al OS la información correspondiente a los
dqeuseg alossíe sse dae dl per oagprlaicmacai ódne,  lapso ru unindiaddaedse sd ee qpuroivgaralemnatecsió dne p oarc uuenriddaod c foísnic lao sy , cernit ecraiosso  ddee 
desglose de programas que haya establecido el OS de forma específica para dicha unidad
de programación, al objeto de que esta información pueda ser tenida en cuenta en los 
análisis de seguridad del sistema.
Con carácter general, las unidades físicas se encuentran definidas en el anexo II de 
este procedimiento para cada tipo de unidad de programación. Por razones de seguridad 
del sistema, en determinados casos el OS podrá definir y comunicar previamente a los 
participantes del mercado, los criterios y códigos específicos a utilizar para la realización 
de estos desgloses en unidades físicas equivalentes, conforme a lo establecido en el 
anexo II de este procedimiento.
Este desglose de programas será aplicable a todas aquellas unidades de programación 
compuestas por más de una unidad física en los diferentes horizontes de programación en 
los que la unidad de programación haya modificado su programa:
– En horizonte diario, antes de las 13:00 horas, o bien antes de transcurridos 20 
minutos tras la publicación de la información correspondiente a los resultados del mercado 
diario.
– En horizonte intradiario:
• Antes de transcurridos 15 minutos tras la recepción de los resultados de las subastas 
del mercado intradiario.
• Tras el mercado intradiario continuo, con una antelación no inferior a 50 minutos 
respecto al inicio del periodo horario de suministro de la energía.
– En tiempo real, con una antelación no inferior a 5 minutos respecto al inicio del 
periodo horario del suministro de la energía.
Se considerará que el desglose de una unidad de programación es incorrecto cuando 
la suma de los programas desglosados correspondientes a las unidades físicas que 
componen dicha unidad de programación difiera del programa de la unidad de 
programación, con una tolerancia de ± 0,1 MWh.
7.2  Comunicación de potencias hidráulicas máximas y valores mínimos por unidad 
de programación hidráulica.
Antes de las 13:00 horas, o bien antes de transcurridos 20 minutos tras la publicación 
de la información correspondiente a los resultados del mercado diario, los participantes del 
mercado con unidades de gestión hidráulica o con unidades de programación de tecnología 
hidráulica, consideradas relevantes para los análisis de seguridad, deberán facilitar al OS 
la siguiente información:
– Potencias hidráulicas totales máximas por unidad de programación que, en caso de 
que así se les requiera por razones de seguridad del sistema, pueden ser suministradas y 
mantenidas por dicha unidad de programación durante un tiempo máximo de 4 y de 12 
horas.
– Potencia hidroeléctrica mínima que debe mantener dicha unidad de programación 
hidráulica durante 4 horas consecutivas.
8.  Elaboración del Programa Diario Viable Provisional (PDVP).
El programa de energía diario de las diferentes unidades de programación incorpora 
las modificaciones de programa introducidas en el PDBF derivadas del proceso diario de 
solución de las restricciones técnicas del PDBF, conforme a lo establecido en el  e.e
procedimiento de operación de restricciones técnicas. b
Se define como restricción técnica cualquier circunstancia o incidencia derivada de la  964ww
sseitugaurciidóand ,d cea llaid aredd y  dfiea btrilaidnasdp odretel  sou mdeinli sstirsot eemstaa bqleucei,d paso rr eagfelacmtaern ata lraiasm ceonnted icyi oan terasv dées 
dlae m loosd cifoicrarecsiópno nddei elonst epsr opgrroacmedaism dieen etonse rdgeía o.peración, requiera, a criterio técnico del OS,
El periodo de recepción de ofertas para el proceso de solución de restricciones 
técnicas del PDBF se abrirá a las 12:00 horas del día anterior al del suministro de energía, 
y se mantendrá abierto hasta 15 minutos después de la publicación del PDBF. El OS podrá 
prolongar este plazo de recepción de ofertas, sólo en casos excepcionales y previa 
comunicación a todos los PM a través de la página Web privada de eSIOS, comunicación 
en la que se indicará la nueva hora de cierre del período de recepción de ofertas, y el 
motivo de la prolongación del periodo de recepción de ofertas.
El OS, teniendo en cuenta la capacidad de intercambio y los programas en las 
interconexiones internacionales, las mejores previsiones de demanda y de producción de 
origen eólico y solar en el sistema eléctrico peninsular español y la disponibilidad prevista 
de las instalaciones de red y de las unidades de programación, aplicará un análisis de 
seguridad sobre el PDBF para detectar las posibles restricciones técnicas y sus posibles 
soluciones, seleccionando aquéllas que, resolviendo la restricción con un margen de 
seguridad adecuado, impliquen un menor coste para el sistema.
El OS procederá para ello a realizar las modificaciones de programa que sean precisas 
para la solución de las restricciones detectadas, y establecerá además las limitaciones de 
programa por seguridad que sean necesarias para evitar la aparición de nuevas 
restricciones técnicas en los procesos y mercados posteriores, de acuerdo con lo fijado en 
el procedimiento de operación de restricciones técnicas.
En este mismo proceso, el OS introducirá las modificaciones requeridas en el PDBF 
que hayan sido solicitadas por los gestores de la red de distribución en aquellos casos en 
los que éstos identifiquen y comuniquen de forma fehaciente al OS la existencia de 
restricciones técnicas en la red objeto de su gestión, de acuerdo con lo fijado en el 
procedimiento de operación por el que se establece la solución de restricciones técnicas.
Tras la solución de las restricciones técnicas identificadas, el OS procederá, en su 
caso, a realizar las modificaciones adicionales de programa necesarias para obtener 
nuevamente un programa equilibrado en generación y demanda, de acuerdo con lo 
establecido en el procedimiento de solución de restricciones técnicas, respetando las 
limitaciones de programa establecidas por razones de seguridad.
En caso de congestión en la interconexión España-Marruecos, el programa PDVP 
incorporará las modificaciones de programa necesarias de contratos bilaterales nominados 
en la interconexión España-Marruecos conforme a lo establecido en el Artículo 15 de la 
Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la CNMC, por la que se establecen las 
metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista y la gestión de la 
operación del sistema.
Asimismo, antes de las 14:45 horas, o en todo caso, antes de transcurridos 75 minutos 
tras la publicación del PDBF, el OS pondrá a disposición de los PM y del OM los resultados 
de la subasta de capacidad de contratos bilaterales con entrega física efectuada para la 
interconexión entre España y Marruecos.
El programa PDVP de las unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico 
peninsular español resultante de este proceso será publicado por el OS no más tarde de 
las 14:45 horas, o en todo caso, antes de transcurridos 75 minutos tras la publicación del 
PDBF.
9.  Asignación diaria de banda de regulación secundaria.
Cada día, el OS establecerá los requerimientos de banda de regulación secundaria 
para cada uno de los periodos de programación del día siguiente, de acuerdo con lo fijado 
en el procedimiento de operación por el que se establece la reserva para la regulación  e.e
frecuencia-potencia. w.b
Estos requerimientos de banda de regulación secundaria necesaria para cada periodo  964ww
de pUrongar avmeza cpióunb ldiceal ddoías  sloigsu rieenqtuee sriemráienn ptousb lidcea dboasn pdoar  deel  OreSg aunlatecsió lna ss e1c4u:4n5d ahroiara, se.l OS
asebcriurán dealr ipae, rpiorodcoe dsoe  qreucee spec icóenr rdaerá o afe lratsa s1 6p:a0r0a  hlao rapsre, sot,a ecnió nto ddoe lc saesrov,i chiaos dtae  7r5e gmuilna ctrióans 
la publicación del PDVP.
Con las ofertas de banda de regulación secundaria recibidas, el OS asignará la 
prestación del servicio de regulación secundaria con criterios de mínimo coste, siguiendo 
el proceso descrito en el procedimiento de operación por el que se establece el servicio de 
regulación secundaria.
Antes de las 16:30 horas, o en todo caso, antes de transcurridos 30 minutos tras el 
cierre de la presentación de ofertas de regulación secundaria, el OS publicará los 
resultados de la asignación de banda de regulación secundaria para todos y cada uno de 
los periodos de programación del día siguiente.
Con una antelación no inferior a 10 minutos respecto al inicio del periodo de suministro 
de energía, el responsable de una zona de regulación podrá solicitar al OS la aplicación 
del mecanismo de reducción de banda de regulación secundaria para evitar el 
incumplimiento del compromiso de banda adquirido el día anterior debido al seguimiento 
de instrucciones del OS en tiempo real, conforme a lo establecido en el procedimiento de 
operación por el que se establece el servicio de regulación secundaria.
10.  Reserva de regulación terciaria.
Cada día, el OS establecerá los requerimientos de reserva de regulación terciaria para 
cada uno de los periodos de programación del día siguiente, de acuerdo con lo fijado en el 
procedimiento de operación por el que se establece la reserva para la regulación 
frecuencia-potencia.
Estos requerimientos de reserva de regulación terciaria necesaria para cada periodo 
de programación del día siguiente serán publicados antes de las 21:00 horas.
Antes de las 23:00 horas, los participantes en el mercado proveedores del servicio de 
regulación terciaria deberán presentar ofertas de toda la reserva de regulación terciaria 
que tengan disponible tanto a subir como a bajar para todo el horizonte de programación 
del día siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se 
establecen las condiciones para la prestación del servicio de regulación terciaria.
Estas ofertas deberán ser actualizadas de forma continua por los PM siempre que se 
produzcan modificaciones en la programación o en la disponibilidad de sus unidades de 
programación, siendo obligatoria la oferta de toda la reserva de regulación terciaria 
disponible en cada unidad de programación.
Los participantes en el mercado podrán actualizar sus ofertas para el mercado de 
regulación terciaria hasta el minuto 35 de la hora anterior a la hora de suministro de 
energía, salvo en aquellos casos en los que el OS comunique a través de la página Web 
privada de eSIOS una prolongación del periodo de tiempo disponible para la actualización 
de estas ofertas.
11.  Programación intradiaria.
11.1  Elaboración del programa horario tras las subastas del mercado intradiario (PHF).
De acuerdo con los horarios establecidos en el anexo I de este procedimiento, el OS 
recibirá del OM la información referente al resultado de las subastas del mercado 
intradiario, el orden de mérito de las ofertas de compra y venta de energía resultante de la 
casación de ofertas en dicha subasta del mercado intradiario y todas las ofertas 
presentadas a dicha sesión de subasta.
Asimismo, el OS recibirá del OM la información relativa al precio marginal de cada una 
de las sesiones de subasta del mercado intradiario correspondiente a las zonas de oferta 
de España y de Portugal para cada periodo de programación. e.
Tras la comunicación por el OM del programa resultante de la casación de ofertas en  w.b
las subastas del mercado intradiario y antes de la hora límite establecida en el anexo I, el  964ww
OcoSrr ersepcoibnidráie ndtees  lao sd icphaar tsiceispióann tdees  seunb aestl am peorr cuandidoa, dl adse  pnroomgrianmacaicoiónne s(U dPe),  epnro agqruaemllaoss 
cuansidoasd eesn  dleo sp rqougera emna cuinóan .misma unidad de oferta (UO) estén integradas dos o más
Los programas por unidad de programación nominados deberán respetar, en su caso, 
las limitaciones establecidas por seguridad establecidas en el anexo V de este 
procedimiento de operación.
El PHF de unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico peninsular 
español será publicado por el OS tras cada una de las sesiones de subasta a partir del 
resultado de la agregación de todas las transacciones firmes formalizadas para cada 
periodo de programación negociable en dicha subasta, como consecuencia del PDVP y de 
las sesiones y rondas del mercado intradiario realizadas hasta el momento de su 
publicación.
El OS procederá a publicar el Programa Horario Final (PHF) en el horario fijado en el 
anexo I de este procedimiento de operación.
Con posterioridad a cada sesión de subasta del mercado intradiario, en el horario 
establecido en el anexo I, los operadores de los sistemas eléctricos portugués y español 
establecerán de forma conjunta el programa resultante en la interconexión Portugal-
España tras las sesiones de subasta del mercado intradiario, al objeto facilitar dicho 
programa a la Plataforma de Contratación Continua Europea para el cálculo por parte de 
la misma de la capacidad de intercambio disponible en la interconexión Portugal- España 
para la negociación en el mercado intradiario continuo.
11.2  Elaboración Programa Horario Final definitivo (PHFC).
Al objeto de elaborar el Programa Horario Final definitivo (PHFC) correspondiente a 
cada periodo horario de programación, el OS recibirá la siguiente información:
– De la Plataforma de Contratación Continua Europea: los flujos en las interconexiones 
como resultado de las transacciones realizadas en el mercado intradiario continuo.
– Del OM: Con una anterioridad no inferior a 50 minutos respecto al periodo horario de 
inicio de programación, la información referente a las transacciones negociadas por los 
participantes en el mercado de la zona de oferta española en el mercado intradiario 
continuo. Asimismo, el OS recibirá la información relativa al precio horario de referencia de 
la energía gestionada en el mercado intradiario continuo.
– De los PM: Con una anterioridad no inferior a 50 minutos respecto al periodo horario 
de inicio de programación, las nominaciones de programas para la correspondiente ronda 
por unidad de programación (UP), en aquellos casos en los que en una misma unidad de 
oferta (UO) esté integrada por dos o más unidades de programación.
Las nominaciones de programas en unidades de programación deberán respetar, en 
su caso, las limitaciones establecidas por seguridad del sistema.
El OS realizará las validaciones descritas en el anexo V respecto a las nominaciones 
de programa enviadas por los participantes en el mercado.
El Programa Horario Final definitivo (PHFC) se establecerá por el OS a partir del 
resultado del PDVP y de la agregación de todas las transacciones firmes formalizadas con 
posterioridad a cada una de las subastas y rondas del mercado intradiario continuo para 
los periodos de programación negociables en cada una de las subastas y rondas del 
mercado intradiario continuo.
El OS procederá a publicar el PHFC para los periodos de programación negociados en 
cada ronda, con una antelación no inferior a 45 minutos respecto al inicio del periodo de 
programación.
El OS elaborará y publicará el PHFC a partir del PHFC anterior, o en su defecto, del  s
PHF anterior, en los siguientes casos: oe.
– En aquellos casos en los que previo a la confirmación de los resultados del mercado  964ww
ilnat rúaltdimiaari oro cnodnat.inuo, el OM publique la anulación de las transacciones realizadas durante
los –re sEunlt aadquoes lldoes l cmaseorsc aedno l oinst qraudei aproior  lcao enxtiisntueon coia h daeb iuénnad oinsceid reencciibai dnoo,  sneo d hisapyoanng as iddoe 
confirmados con una anterioridad no inferior a 40 minutos respecto al periodo horario de 
inicio de programación.
– En aquellos casos en los que el OS no pueda integrar en su sistema con una 
anterioridad de 40 minutos respecto al periodo de inicio del horizonte de programación la 
información oficial confirmada por el OM referente a las transacciones negociadas por los 
participantes en el mercado de la zona de oferta española en el mercado intradiario 
continuo.
En todos estos casos se respetarán los programas de intercambios internacionales 
resultantes del mercado intradiario continuo, siempre que el OS disponga de dichos 
programas facilitados por la Plataforma de contratación Continua Europea. El saldo horario 
que resulte en la interconexión con Francia por transacciones anuladas en el sistema 
eléctrico peninsular español se financiará con cargo a la renta de congestión en la 
interconexión con Francia. Asimismo, el saldo horario que resulte en la interconexión con 
Francia por transacciones anuladas con el sistema eléctrico peninsular portugués se 
financiará con cargo a la renta de congestión en la interconexión con Portugal.
En estas situaciones, el OS tan pronto como sea posible, mantendrá informados a los 
PM a través de la Web privada de eSIOS.
12.  Cambios internos de programa entre BRP.
Los cambios de programa entre BRP internos, dentro del sistema eléctrico peninsular 
español, serán realizados a través de comunicaciones enviadas al OS por los participantes 
en el mercado conforme a lo indicado en este apartado.
Después del cierre de cada ronda del mercado intradiario continuo, los participantes 
en el mercado podrán comunicar al OS cambios de programa, conforme a los criterios 
establecidos en el artículo 20.2 de las Condiciones relativas al Balance aprobadas por la 
CNMC, indicando la causa que motiva el cambio de programa conforme a las categorías 
establecidas en el documento de intercambio de información con el OS.
En este sentido, el OS contrastará la nominación del cambio de programa con la 
información de las indisponibilidades comunicadas por los participantes del mercado u 
otras situaciones que puedan corresponder a incidentes sobrevenidos, y, en su caso, 
informará a la CNMC de cualquier incumplimiento relativo los términos en los que se 
deben realizar los cambios de programa entre participantes del mercado.
Los cambios de programa de unidades de programación serán comunicados al OS por 
ambos participantes del mercado, salvo en el caso de que los cambios de programa se 
produzcan entre unidades de programación del mismo participante en el mercado, en cuyo 
caso sólo será necesaria una única comunicación.
Los participantes en el mercado podrán enviar cambios de programas para un único 
periodo de programación, el periodo horario de programación siguiente (no negociable ya 
en el mercado intradiario continuo), con una antelación no inferior 30 minutos respecto al 
inicio del periodo de programación. No se permitirán transferencias de asignaciones de 
energía de balance entre unidades de programación.
En caso de que las nominaciones de programa no respeten los límites físicos de las 
unidades de programación o las limitaciones establecidas por seguridad del sistema, la 
nominación será rechazada en su totalidad.
El OS procederá a aceptar el cambio de programa una vez recibidas y validadas las 
comunicaciones de cambio de programa por parte de ambos participantes en el mercado 
o del participante del mercado, en caso de cambios de programación entre unidades de  es
programación del mismo participante en el mercado. bo
Desde el momento de su aceptación, el cambio de programa se considerará firme, y,  964ww
epnro scue scoass doe,  mgeosdtiifóicna ryá a lsai gpnoascicióiónn d dee llo cso srreersvpicoionsd ideen taej uBsRteP e yn  stiee mtepnod rráe aeln. cuenta en los
13.  Servicios de balance.
13.1  Activación de energías de balance procedentes de reservas de sustitución (RR).
La activación e intercambio de energías de balance procedentes de reservas de 
sustitución (RR, por sus siglas en inglés) en el sistema eléctrico peninsular español para 
la gestión de los desvíos previstos de generación y consumo respecto al Programa Horario 
final definitivo (PHFC) se realizará mediante la utilización de la plataforma europea para el 
intercambio de energías de balance RR, conforme a lo establecido en el artículo 19 del 
Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se 
establece una directriz sobre el balance eléctrico (Reglamento EB).
La activación de energías de balance RR se realizará conforme a lo previsto en el 
«Marco de aplicación de la plataforma europea de intercambio de energías de reservas de 
sustitución (RRIF, por sus siglas en inglés)», aprobado por las Autoridades Reguladoras 
Nacionales de todos los países participantes en este proceso, de acuerdo con el 
artículo 5.3(a) del Reglamento EB.
La participación en el proceso europeo de activación e intercambio de energías de 
balance RR estará condicionada a la disponibilidad y publicación del PHFC con un margen 
de al menos 48 minutos respecto al inicio del correspondiente horizonte de programación.
13.2  Actuaciones ante desequilibrios frecuencia-potencia.
En el momento en que se produzca una incidencia con desequilibrio entre la generación 
y demanda, se producirá, de forma automática, la actuación inmediata de la regulación 
primaria y secundaria para corregir el desequilibrio, con la consiguiente pérdida de reserva 
de regulación secundaria.
Si la reserva de regulación secundaria se redujera por debajo de los niveles deseables 
por razones de seguridad del sistema, el OS requerirá la utilización del servicio de 
regulación terciaria para regenerar la reserva secundaria, aplicando para ello el 
procedimiento de operación por el que se establece la prestación del servicio de regulación 
terciaria.
14.  Solución de restricciones técnicas en tiempo real.
A partir de la publicación de la asignación de reserva de regulación secundaria, los PM 
podrán proceder a actualizar de forma continua para el día siguiente, las ofertas de 
restricciones presentadas para el proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF, 
para su utilización en el proceso de solución de restricciones técnicas en tiempo real.
El OS podrá retrasar la hora de apertura para la actualización de las ofertas cuando se 
produzcan retrasos en los mercados que lo hagan necesario. En estos casos, los PM 
serán informados a través de la Web privada de eSIOS.
La modificación de la programación para la solución de las restricciones técnicas 
identificadas en tiempo real se efectuará conforme al procedimiento de operación por el 
que se establece el proceso de solución de restricciones técnicas.
15.  Elaboración del programa horario operativo (P48).
La publicación del P48 se inicia tras la publicación del PDVP para las horas 
correspondientes al día en curso y el horizonte completo del día siguiente, pudiendo ser 
actualizado posteriormente en cualquier momento, con anterioridad y durante la hora de  s
programación. e.
Una vez finalizado el horizonte diario de programación, el OS pondrá a disposición de  w.
los PM el programa cierre definitivo del P48 del día anterior (P48CIERRE). 964ww
respLeac tmo oddeilf iacnatceiórino rd peol dprráo gveranmir am doeti veandear gpíoar :de una unidad de programación en el P48
– Modificaciones de los programas del mercado intradiario.
– Modificaciones derivadas de la comunicación de cambio de programas entre BRP.
– Modificaciones por aplicación del proceso de activación de energías de balance 
procedentes de reservas de sustitución (RR), o por asignación de ofertas de energía de 
regulación terciaria.
– Modificación de la programación para la solución de las restricciones técnicas 
identificadas en tiempo real.
– Indisponibilidades sobrevenidas de las unidades físicas o unidades de programación 
comunicadas al OS.
– Comunicación de una unidad de programación de la existencia de desvíos sobre 
programa iguales o superiores a 30 MWh por imposibilidad técnica de cumplir el programa, 
vertidos ciertos, etc.
– Comunicación fehaciente del operador de un sistema eléctrico vecino de la no 
conformidad total o parcial del programa de intercambio de energía previamente nominado 
por un participante en el mercado.
– Modificación de la programación para la resolución de una congestión en una 
interconexión internacional mediante la aplicación de una reducción de los programas de 
intercambio previstos o de acciones coordinadas de balance.
– Establecimiento de intercambios internacionales de apoyo por seguridad entre 
sistemas eléctricos vecinos.
16.  Programas de intercambios internacionales.
Para establecer los valores finales de los programas de intercambio que serán tenidos 
en consideración para el establecimiento del valor de ajuste del sistema de regulación 
frecuencia-potencia encargado de controlar el intercambio de energía entre los dos 
sistemas eléctricos que comparten cada interconexión eléctrica, se tendrán en cuenta, de 
manera coordinada con los OS vecinos, los programas de intercambio de energía 
resultantes de los siguientes procesos:
– Nominación de derechos físicos de capacidad a largo plazo autorizados.
– Nominación de contrates bilaterales físicos a través de las interconexiones en las 
que no esté establecido un mecanismo coordinado de asignación de derechos de 
capacidad en el largo plazo.
– Acoplamiento de mercados diarios y, en caso de producirse un desacoplamiento de 
mercados, aplicación de las Subastas de Respaldo.
– Mercado intradiario continuo y, en su caso, subastas europeas de fijación de precio 
de la capacidad de intercambio en horizonte intradiario.
– Mercado intradiario de subastas regionales complementarias MIBEL.
– Participación en las plataformas europeas de balance, y.
– Gestión coordinada de congestiones identificadas en la interconexión en tiempo 
real.
– Establecimiento de intercambios internacionales de apoyo por seguridad entre 
sistemas eléctricos vecinos.
17.  Intercambios de información dentro del proceso de programación.
Sin perjuicio de la información publicada por el OS a través de sus páginas Web, todos 
los intercambios de información entre el OS y el OM y entre el OS y los PM realizados en 
el marco del proceso de programación, serán efectuados utilizando los medios y la 
estructura prevista en las ediciones vigentes del procedimiento establecido para los 
intercambios de información del OS con los PM y el procedimiento conjunto acordado  e.
entre el OS y el OM. w.b
Antes de poner en funcionamiento cualquier nuevo intercambio de información, el OS  964ww
pinrfooprmonadcriáó nu ennat rfea steo dporse vloias  dpea rrteicaipliazancteiósn d deel m laesr cpaedroti naefenctetasd porsu.ebas de intercambios de
procEens oa qduee pllroosg craamsoasc ieónn , loys é qsutae  psuee vdear isfieqru eco lrar eegxiidsate snicni aa fdeec tuanr ad ein fcoidrmenac iiam pdourrtaannttee  eal 
dicho proceso, el OS, en coordinación con el OM, realizará las actuaciones oportunas para
su resolución y, en su caso, procederá a la publicación de una nueva versión del programa 
correspondiente, manteniendo informados en todo momento a los PM y al OM de estas 
actuaciones. En el caso de darse esta situación, el OM y el OS adoptarán sus mejores 
esfuerzos para que la secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
Anexo I
Horarios establecidos para los intercambios de información
1.  Horarios de publicación a del proceso de programación diario.
Concepto Hora límite de publicación (D-1)
Nominación de los PM al OS de la capacidad asignada en las 
subastas de capacidad anuales y mensuales en la interconexión  8:30 horas.
Francia-España.
El OS pone a disposición del OM y PM la información de 
derechos físicos de capacidad obtenidos en horizontes anual y 
9:00 horas.
mensual para la interconexión Francia-España cuyo uso ha sido 
notificado en ambos sistemas eléctricos.
Nominación de los PM al OS de contratos bilaterales antes del 
mercado diario:
– Contratos bilaterales internacionales con entrega física a 
10:15 horas.
través de interconexiones en las que no esté establecido un 
procedimiento coordinado de asignación de capacidad.
– Contratos bilaterales internos con entrega física.
Publicación del OS a los PM de la información previa al merado 
diario.
El OS pondrá a disposición del OM:
– La capacidad de intercambio en las interconexiones  10:30 horas.
internacionales disponible antes del mercado diario (ATC).
– Los contratos bilaterales nominados al OS con anterioridad al 
mercado diario.
Publicación de los resultados del mercado diario. 13:00 horas.
Nominaciones de programa de los PM al OS por UP 
correspondientes a:
– Contratos bilaterales internos con entrega física.
– Nominaciones de los resultados del mercado diario (en caso 
13:00 horas
de UO que integran varias UPs).
(en todo caso, hasta 20 min 
– Nominación de los correspondientes contratos bilaterales con 
tras la publicación de los 
entrega física en caso celebración de la SDR en la interconexión 
resultados del mercado diario).
Francia-España.
Envío de los PM al OS del programa correspondiente a:
– Desgloses de UP en UF.
– Potencias hidráulicas máxima y mínima.
13:30 horas
(en todo caso, hasta 30 min 
Publicación PDBF por el OS.
tras publicación de los 
resultados del mercado diario). e
Desde las 12:00 horas  w.
Presentación de ofertas para el proceso de solución de  hasta 15 min tras publicación  964ww
restricciones técnicas. PDBF.
Concepto Hora límite de publicación (D-1)
Puesta a disposición de los PM y del OM de los resultados de la 
subasta de capacidad de contratos bilaterales con entrega física 
14:45 horas.
efectuada, en caso de congestión, en las interconexiones sin 
procedimiento coordinado de asignación de capacidad.
14:45 horas
Publicación PDVP por el OS. (en todo caso, hasta 75 min 
tras publicación PDBF).
Requerimientos de banda de regulación secundaria. 14:45 horas.
16:00 horas
(en todo caso, hasta 75 
Presentación de ofertas de banda regulación secundaria.
minutos tras la publicación del 
PDVP).
16:30 horas
(en todo caso, hasta 30 
Asignación de banda de regulación secundaria. minutos tras el cierre de 
presentación de ofertas de 
regulación secundaria).
Requerimientos de reserva de regulación terciaria. 21:00 horas.
Presentación de ofertas de regulación terciaria. 23:00 horas.
2.  Horarios de publicación de los programas PHF.
Sesión 1.ª Sesión 2.ª Sesión 3.ª Sesión 4.ª Sesión 5.ª Sesión 6.ª
Cierre de sesión subastas MI. 15:00 17:50 21:50 1:50 4:50 9:50
Resultados subastas MI. 15:07 17:57 21:57 1:57 4:57 9:57
Comunicación resultados en 
la interconexión ES-PT a la 
15:08 17:58 21:58 1:58 4:58 9:58
Plataforma de Contratación 
Continua Europea.
Recepción de nominaciones 
15:22 18:12 22:12 2:12 5:12 10:12
por UP y desgloses (*).
Publicación PHF(**). 15:27 18:17 22:17 2:17 5:17 10:17
Horizonte de programación. 24 horas 28 horas 24 horas 20 horas 17 horas 12 horas
(21-24 
(Periodos horarios). (1-24 D) D-1  (1-24) (5-24) (8-24) (13-24)
y 1-24 D)
(*)  15 minutos desde la recepción de los resultados de las subastas MI.
(**)  5 minutos desde el cierre de recepción de nominaciones y desgloses.
D: Día de programación; D-1: Día anterior al de programación.
Nota aclaratoria: En caso de retrasos en alguna de las publicaciones, se modificarán  s
los horarios según se describe en este procedimiento de operación. Si como consecuencia  oe.
de estos retrasos se viera afectada la secuencia de programación de la operación, el OS  w.
informará oportunamente a los PM mediante la página Web privada de eSIOS. 964ww
Anexo II
Unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico peninsular español
1.  Conceptos generales.
La unidad de programación (UP) es la unidad elemental por medio de la cual se 
establecen los programas de energía en el mercado mayorista de electricidad definidos en 
este procedimiento de operación. Al objeto de facilitar los análisis de seguridad realizados 
por el OS, las UP estarán compuestas por una o más Unidades Físicas (UF).
Los códigos de identificación de estas unidades en el sistema eléctrico peninsular 
español serán aprobados por el OS conforme a los medios y procedimientos establecidos 
para el alta de unidades de programación en el sistema eléctrico peninsular español.
Adicionalmente, cada unidad de programación y unidad física deberá tener asociado 
el correspondiente Energy Identificación Code (EIC). Este código constituirá la clave única 
de registro de las unidades en el Operador del Sistema y será el utilizado por el mismo 
para reportar la información relativa a las unidades de acuerdo con el Reglamento (UE) 
543/2013 de la Comisión, de 14 de junio de 2013, sobre la presentación y publicación de 
datos de los mercados de la electricidad y el Reglamento (UE) 1227/2011 del Parlamento 
Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia 
del mercado mayorista de la energía (REMIT).
Las unidades de programación serán gestionadas por los participantes en el mercado. 
En caso de que el participante del mercado sea distinto del titular de la instalación de 
producción o de almacenamiento:
– Si el participante del mercado es un representante en nombre ajeno (representación 
directa), deberá actuar con la unidad de programación del titular de la instalación de 
producción o de almacenamiento.
– Si el participante del mercado es un representante en nombre propio (representación 
indirecta) de instalaciones de potencia instalada superior a 1 MW o agrupaciones de 
instalaciones cuya suma de potencias instaladas sea superior a 1 MW, podrá actuar con 
una unidad de programación propia del representante o con la unidad de programación del 
titular de la instalación de producción o de almacenamiento.
– Si el participante en el mercado es representante de unidades de programación 
compuestas por una única unidad física agregadora, conforme a lo establecido en el 
apartado 2.1.c de este anexo, únicamente podrá actuar con las unidades de programación 
propias del representante, con independencia del tipo de representación.
– Si el participante en el mercado es un comercializador de venta, deberá actuar con 
la unidad de programación de venta del comercializador.
2.  Organización de las unidades de programación.
Los criterios para la organización de las unidades de programación localizadas en el 
sistema eléctrico peninsular español son:
1.  Unidades de programación de generación.
a)  Grupo térmico de potencia neta máxima superior o igual a 100 MW:
Se constituirá una única unidad de programación por cada grupo térmico de potencia 
neta superior o igual a 100 MW, conforme al valor de potencia neta del registro  e.e
administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica (sección primera),  b
entendiéndose bajo el término de grupo térmico el constituido por un conjunto de uno o  964ww
mtéráms icgaemneenrated,o preuds ieenlédcot reicsotasr  dbiasspaudeostso se nso mbroet oerjeess  dtiéfermreinctoess  yy  qauceo cpolamdpoasr tmene ceál mniicsam oo 
nudoL adse  ucnoindeaxdieósn  dae l ap rroegdr adme atrcainósnp soertreá no  cal alas irfiecda ddaes d, iastterinbduiceiónnd.o a la información sobre
su combustible principal obtenida del registro administrativo correspondiente.
Una unidad de programación térmica estará compuesta de una sola unidad física, 
entendiendo como tal, cada clave diferenciada del correspondiente registro administrativo, 
salvo en el caso de centrales multieje, como determinados grupos de ciclo combinado (X 
turbinas de gas más Y turbinas de vapor), que integrarán tantas unidades físicas como 
número de motores térmicos los componen. Los ciclos combinados multieje operan en 
distintos modos de funcionamiento.
Se define como modo de funcionamiento cada una de las posibles combinaciones de 
turbinas de gas y de turbinas de vapor de las unidades de producción correspondientes a 
la tecnología de ciclo combinado, que hayan sido notificadas y cuyo funcionamiento 
efectivo haya sido verificado ante el OS.
El modo de funcionamiento de cada unidad de producción de la tecnología de ciclo 
combinado se determinará de acuerdo con el programa de entrega de energía de la unidad 
de programación asociada a dicha unidad de producción, los datos estructurales facilitados 
al OS por el titular de la unidad de programación para cada modo de funcionamiento y, en 
su caso, cuando un mismo programa de entrega de energía pueda ser proporcionado con 
más de un modo de funcionamiento, mediante el correspondiente desglose en unidades 
físicas del programa de entrega de energía de la unidad de programación, enviado al OS 
por el participante en el mercado titular de la unidad de programación.
En caso de que el modo de funcionamiento de la unidad de producción no se pueda 
determinar unívocamente mediante el programa o, en su caso, el desglose del programa 
de la unidad de programación, el OS considerará para dicha unidad de programación el 
modo de funcionamiento específico que mejor se adecúe a las necesidades que la 
seguridad del sistema requiera en cada momento.
Las unidades de programación definidas en este apartado podrán incorporar 
instalaciones de almacenamiento asociadas a la instalación de generación, según se 
desarrolle normativamente.
b)  Unidades de programación correspondientes a unidades de gestión hidráulica:
Se constituirá una única unidad de programación por cada conjunto de centrales 
hidroeléctricas que pertenezcan a una misma unidad de gestión hidráulica (UGH), 
debidamente constituida conforme a los criterios establecidos en la regulación vigente.
Cada unidad de programación correspondiente a una UGH estará compuesta por 
varias unidades físicas. Se considerará como unidad física a cada central hidroeléctrica, 
entendiendo como tal, cada clave diferenciada del registro administrativo en el que se 
encuentre inscrita la instalación.
c)  Unidades de programación de instalaciones o agrupaciones de instalaciones 
renovables (salvo UGHs), de cogeneración y de residuos:
Con carácter general, para instalaciones de producción de energía eléctrica que 
utilicen fuentes de energía primaria renovable (salvo UGHs), instalaciones de cogeneración 
e instalaciones que utilicen residuos como fuente de energía primaria, se constituirá una 
única unidad de programación para la entrega de energía, por sujeto de liquidación 
responsable del desvío (BRP), participante en el mercado y tipo de producción, conforme 
a los tipos establecidos en el siguiente cuadro:
Tipo de producción UP Tipo de producción UF
Gas Natural – Cogeneración. e.e
Derivados del petróleo o carbón. 964www.
ESnoelarrg fíoat orevsoildtauiacla d.e instalaciones no productoras de energía eléctrica.
Solar térmica.
Tipo de producción UP Tipo de producción UF
Eólica Terrestre.
Eólica Marina.
Hidráulica - No UGH. Fluyente/Embalse.
Oceanotérmica, geotérmica.
Biomasa.
Biogás.
Residuos domésticos y similares.
Residuos varios.
Subproductos minería.
En su caso, estas instalaciones se clasificarán atendiendo a la información relativa a 
su tipo de producción principal, obtenida del registro administrativo de instalaciones de 
producción de energía eléctrica correspondiente.
Adicionalmente, se deberán distinguir, de forma específica, tantas unidades de 
programación como sean necesarias, al objeto de poder diferenciar entre:
– Generación a la que le son de aplicación/no le son de aplicación los criterios de 
prioridad de despacho.
– Generación habilitada/no habilitada para la participación en los servicios de balance 
del sistema.
A través de estas UP se integrarán en el sistema, en su caso, las entregas de energía 
correspondientes a excedentes de energía no acogidos a compensación simplificada.
Las unidades de programación definidas en este apartado podrán incorporar 
instalaciones de almacenamiento asociadas a las instalaciones de generación, según se 
desarrolle normativamente.
Organización en Unidades Físicas (UF):
A efectos de lo establecido en este apartado se entiende por:
Instalación: Cada clave diferenciada del correspondiente Registro administrativo de 
instalaciones de producción de energía eléctrica.
Agrupación: Conjunto de instalaciones que cumple con los requisitos recogidos en el 
artículo 7 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de 
producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y 
residuos.
Respecto a la organización de las UF que componen estas UP, los criterios que aplican 
con carácter general son los siguientes:
Dispondrán de unidad física con localización geográfica específica:
– Cada instalación de potencia instalada superior a 1 MW, de forma individual. En el 
caso de que las características específicas de alguna instalación hiciesen necesario su 
tratamiento individualizado por el Operador del Sistema, para una clave diferenciada con  es
más de un CIL, se podrán dar de alta tantas unidades físicas como número de CIL  bo
asociados existan para esta clave con el mismo combustible. 964ww
dyin esB tlRao–lsP a E,cd oqnanu seje usl  necptaaeo srssto eud npdeeee izr niicnosastra ntaal a al1ac  iclMoaion Wmnees.is,s md deael   mapgoisrtumepnoac ctiaiipó oinn  dsytea  splaierdomad puinrcefce iqóriunoe,r   polaa ir gtsiucuaimpl aaan  dt1ee  M elanWs e,  lpc moatdeearnc cuaindaoos    OE-A-2020-16able en https://
Dispondrán de una única unidad física agregadora por unidad de programación, sin 
localización geográfica específica, por tipo de producción, participante en el mercado y 
BRP, que englobará:
– Tanto a las instalaciones individuales que no forman parte de una agrupación de 
potencia instalada inferior o igual a 1 MW.
– Como a los conjuntos de instalaciones de la misma agrupación cuya suma de 
potencia instalada sea inferior o igual a 1 MW, del mismo tipo de producción, participante 
en el mercado y BRP.
Tratamiento individualizado de instalaciones por razones de seguridad:
Con carácter excepcional, en el caso de que por relevancia para la operación y 
seguridad del sistema las características específicas de alguna instalación o conjunto de 
instalaciones hiciesen necesario su tratamiento individualizado por el OS o por el gestor de 
la red de distribución:
– Las instalaciones o conjunto de instalaciones integradas en unidades físicas 
agregadoras podrán disponer de unidades físicas específicas diferenciadas.
– Las instalaciones o agrupaciones cuya suma de potencia neta instalada sea superior 
a 1 MW podrán constituirse en una unidad de programación individual, con una o varias 
unidades físicas.
– Asimismo, con carácter excepcional, el OS o el gestor de la red de distribución, 
podrá solicitar que una unidad de programación se constituya en unidades físicas 
equivalentes, de acuerdo con los criterios de desglose de programas que haya establecido 
el OS de forma específica para dicha unidad de programación, al objeto de que esta 
información pueda ser tenida en cuenta en los análisis de seguridad del sistema. Estos 
criterios podrán ser función de las características de las diferentes unidades de 
programación, pudiendo definir el OS o el gestor de la red de distribución para este 
objetivo, unidades equivalentes que engloben un conjunto de unidades físicas de potencia 
inferior a un cierto valor, desgloses por tecnologías, desgloses por nudos del modelo de 
red utilizado por el OS o por el gestor de la red de distribución en los análisis de seguridad, 
y combinaciones de las anteriores.
En caso de solicitud de tratamiento individualizado por necesidades del gestor de la 
red de distribución, la modificación debe realizarse de común acuerdo con el OS y 
respetando los criterios generales que permitan desarrollar adecuadamente los procesos 
de operación y liquidación de estas nuevas unidades.
d)  Toma de energía por productores para consumos propios.
Cada participante del mercado podrá ser titular de una única unidad de programación 
para la toma de energía horaria para sus consumos de sus instalaciones de generación, 
entendiéndose por consumos propios de generación los definidos en el artículo 3. j) de la 
Circular 3/2020, de 15 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de 
transporte y distribución de electricidad.
En el caso de las unidades de programación pertenecientes a los apartados 2.1.a 
y 2.1.b de este anexo, cada participante en el mercado que opte por disponer de este tipo 
de unidades deberá ser titular de una unidad de programación para toma de energía para 
los consumos propios por cada una de las unidades de programación asociadas. e
La adquisición de energía por productores para consumos propios se realizará cuando  bo
el saldo neto horario de energía sea consumidor. 964ww
2.  Unidades de programación de demanda.
a)  Toma de energía por comercializadores.
Cada comercializador en mercado será titular de una única unidad de programación 
para el conjunto de sus suministros dentro del sistema eléctrico peninsular español que 
incluirá, en su caso, los excedentes de energía procedentes de instalaciones de consumo 
acogidas a compensación simplificada.
En caso de participación en los servicios de balance, el comercializador deberá 
disponer de otra unidad de programación específica habilitada para la participación en los 
servicios de balance del sistema.
Las unidades de programación habilitadas para participar en los servicios de balance 
del sistema estarán formadas por:
– Una unidad física integrada por cada uno de los CUPS de potencia contratada 
mayor de 1 MW.
– Una única unidad física para el conjunto de CUPS de potencia contratada menor o 
igual a 1 MW.
Conforme se desarrolle normativamente, las unidades de programación definidas en 
este apartado podrán incorporar instalaciones de almacenamiento asociadas a 
instalaciones de consumo.
b)  Toma de energía por consumidores directos en mercado.
Cada participante en el mercado que actúe como consumidor directo será titular de 
una única unidad de programación para el conjunto de sus suministros dentro del sistema 
eléctrico peninsular español de los que sea sujeto de liquidación responsable del balance 
con la misma fiscalidad del Impuesto Especial sobre la Electricidad.
Cada representante por cuenta ajena y en nombre propio (representación indirecta) 
ante el Operador del Sistema y el operador del mercado de un consumidor directo en 
mercado, será titular de una única unidad de programación para el suministro a todos sus 
consumidores directos en mercado representados dentro del sistema eléctrico peninsular 
español con la misma fiscalidad del Impuesto Especial cobre la Electricidad.
Cada representante por cuenta ajena y en nombre propio (representación indirecta) 
ante el Operador del Sistema y con representación por cuenta ajena y en nombre del 
representado (representación directa) ante el operador del mercado de un consumidor 
directo en mercado, podrá utilizar las unidades de programación con las que actuaría el 
consumidor directo en mercado.
En caso de participación en los servicios de balance, el participante en el mercado 
deberá disponer de otra unidad de programación específica habilitada para la participación 
en los servicios de balance del sistema.
Las unidades de programación habilitadas para participar en los servicios de balance 
del sistema estarán formadas por:
– Una unidad física integrada por cada uno de los CUPS de potencia contratada 
mayor de 1 MW.
– Una única unidad física para el conjunto de CUPS de potencia contratada menor o 
igual a 1 MW.
Conforme a se desarrolle normativamente, las unidades de programación definidas en  es
este apartado podrán incorporar instalaciones de almacenamiento asociadas a la  o
instalación de consumo. 964www.
3.  Unidades de programación de almacenamiento.
a)  Instalaciones hidráulicas de bombeo.
Las instalaciones hidráulicas de bombeo tendrán unidades de programación 
diferenciadas para las entregas y las tomas de energía.
Se constituirá una única unidad de programación para la entrega de energía del 
conjunto de grupos de bombeo asociados a una central reversible de bombeo puro o mixto 
que evacúe en un determinado nudo de la red de transporte o de la red de distribución no 
integrada en una UGH.
Las entregas de energía de instalaciones de bombeo integradas en una UGH se 
realizarán a través de la unidad de programación de la UGH.
Cada unidad de programación para entrega de energía estará compuesta por tantas 
unidades físicas como grupos de bombeo tenga asociados, entendiendo como grupo de 
bombeo, cada clave diferenciada del registro administrativo de instalaciones de producción 
de energía eléctrica correspondiente.
Adicionalmente, cada participante del mercado será titular de una única unidad de 
programación para la toma de energía para el consumo de bombeo del conjunto de grupos 
conectados en un mismo nudo de la red de transporte o la red de distribución.
Esta unidad de programación para la toma de energía estará compuesta por tantas 
unidades físicas como grupos de bombeo integran la unidad de programación, entendiendo 
como tal, cada clave diferenciada del registro administrativo correspondiente.
b)  Otros almacenamientos.
Las instalaciones de almacenamientos no asociadas a instalaciones de generación o 
de demanda tendrán unidades de programación diferenciadas para las entregas y las 
tomas de energía.
Así, se constituirá una única unidad de programación por BRP y participante en el 
mercado para la entrega de energía del conjunto de instalaciones de almacenamiento no 
asociadas a instalaciones de generación o demanda.
Adicionalmente, se constituirá una única unidad de programación por BRP y 
participante en el mercado para la toma de energía del conjunto de instalaciones de 
almacenamiento no asociadas a instalaciones de generación o demanda.
En caso de instalaciones consideradas relevantes para la seguridad del sistema, el 
OS, o el gestor de la red de distribución de forma coordinada con el OS, podrá solicitar, 
adicionalmente a los criterios establecidos (BRP y participante en el mercado), la creación 
de unidades de programación específicas en función de su localización en un determinado 
nudo de la red de transporte o de la red de distribución.
Cada una de las unidades de programación estará compuesta por tantas unidades 
físicas como instalaciones integran la unidad de programación, entendiendo como 
instalación, en su caso, cada clave diferenciada del registro administrativo correspondiente, 
o, según se determine en la normativa de aplicación.
4.  Unidades de programación de importación y exportación de energía.
a)  Unidades de programación para la importación de energía:
Los participantes en mercado que actúen como comercializadores podrán disponer de 
una única unidad de programación para la integración en el mercado de la energía  es
importada por cada una de las interconexiones internacionales. o
la coErnre eslp coansdoie dnete i mauptoorrtiazcaicoinóens a ddem einniesrtrgaíativ dae psadrea p laa íismeps onrota ccoiómnu dneit aernioesrg síae.rá necesaria  2020-16964n https://www.
b)  Unidades de programación para la exportación de energía:
Los participantes en mercado que actúen como comercializadores podrán disponer de 
una única unidad de programación para la integración en el mercado de la energía 
exportada por cada una de las interconexiones internacionales.
En el caso de exportaciones de energía desde países no comunitarios será necesaria 
la correspondiente autorización administrativa para la exportación de energía.
5.  Adquisición de energía en el mercado para el suministro de energía desde el 
sistema eléctrico peninsular al sistema eléctrico balear:
Cada participante en el mercado autorizado para la adquisición de energía en el 
sistema eléctrico peninsular para el sistema eléctrico balear será titular de una unidad de 
programación para la integración en el mercado del programa de energía a través del 
enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear.
6.  Unidades de programación genéricas.
Cada participante en el mercado podrá solicitar disponer de una única unidad de 
programación genérica. Con dicha unidad el participante en el mercado podrá programar 
todas las entregas o tomas de energía en cartera, para:
– La notificación del uso de la capacidad asignada en subastas explícitas de largo 
plazo (anual y mensual) en la interconexión entre España y Francia.
– Nominación del contrato bilateral correspondiente, en caso de aplicación de las 
subastas de respaldo por desacoplamiento de mercados en horizonte diario.
– La integración en el mercado de producción de la generación comprometida en 
contratos bilaterales físicos.
El saldo neto de todas las transacciones asociadas a unidades de programación 
genéricas deberá ser nulo. A tal efecto, los participantes en el mercado podrán participar 
en el mercado diario o realizar los correspondientes contratos bilaterales antes y después 
del mercado diario.
7.  Unidades de programación porfolio.
Cada participante en el mercado podrá solicitar disponer, para cada una de sus 
actividades, de una unidad de programación porfolio de venta y de una unidad de 
programación porfolio de compra para la gestión de entregas o adquisición de energía en 
porfolio en el mercado intradiario continuo.
Estas unidades se verán reflejadas en los programas publicados por el OS en aquellos 
casos en que los resultados de la ronda del continuo incorporen unidades de porfolio sin 
desagregar.
Anexo III
Contratos bilaterales con entrega física
Los contratos bilaterales con entrega física podrán ser establecidos entre dos 
participantes en el mercado utilizando las unidades de programación establecidas en el 
anexo II. es
1.  Declaración de alta de contratos bilaterales ante el operador del sistema. w.
de eLSaI OdeSc. lTarraacsi ólan  sdoeli cciotundtr adteo sa lbtail adteelr acloenst raal tOo Sb ilsaete rreaal liaz atrraáv déess ddee  llaa  ppáággiinnaa  WWeebb  pprriivvaaddaa 
dae cl oOmSu,n eicl aOrS la r efevcishaará d sei  alalt ain fdoerlm maicsimóno  saol bPreM e sl omlicisitmano tees. correcta y completa y procederá
Existen los siguientes tipos de contratos bilaterales:
– Internacionales:
a.  Antes del mercado diario: mediante estos contratos se nominan los derechos de la 
capacidad adquirida a largo plazo en las interconexiones en las que existe un método de 
asignación de capacidad a largo plazo y se establecen contratos bilaterales internacionales 
en aquellas interconexiones en las que no existe un mecanismo coordinado de asignación 
de capacidad. Se nominan antes del mercado diario.
b.  Después del mercado diario: En caso de desacoplamiento de los mercados diarios 
y celebración de subasta diaria de respaldo (SDR).
– Internos dentro del sistema eléctrico peninsular español: se realizan entre unidades 
de generación y unidades de demanda localizadas en el sistema eléctrico peninsular 
español. Pueden ser nominados antes y después del mercado diario.
– Entre comercializadoras: Estos contratos sólo se pueden nominar después del 
mercado diario, una vez que el comercializador ha adquirido en el mercado diario la 
energía que posteriormente será vendida a la otra empresa comercializadora.
2.  Nominación de contratos bilaterales.
La nominación de los contratos bilaterales se realiza en el horizonte diario de 
programación conforme a lo establecido en este procedimiento y deberá respetar los 
horarios de comunicación al OS fijados en el mismo.
Desde la fecha de alta comunicada por el operador del sistema, los participantes del 
mercado podrán proceder a la nominación del contrato bilateral para su integración en el 
Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
Estas nominaciones podrán ser directas o indirectas, según se haya acordado entre 
las partes y comunicado al OS en el proceso de declaración de alta del contrato bilateral.
– Nominaciones directas: ambos participantes del mercado deberán realizar la 
nominación de los programas de energía de sus correspondientes unidades de 
programación.
– Nominaciones indirectas: previa notificación al OS, sólo uno de los participantes en 
el mercado deberá realizar la nominación de programa correspondiente a ambas unidades 
de programación.
Anexo IV
Reclamaciones en el ámbito del proceso de programación
1.  Presentación de reclamaciones.
Una vez publicados los resultados de los procesos de programación y asignación de 
ofertas de los distintos mercados de servicios de ajuste del sistema el OS realizará un 
seguimiento y control de los resultados y publicaciones del proceso de programación.
Si a lo largo de este proceso se identificara una anomalía, el OS, en los casos que sea 
posible, podrá realizar la correspondiente republicación con posterioridad a las secuencias 
establecidas en el proceso de programación, informando a la CNMC y a los participantes 
del mercado de la causa de la anomalía y de la corrección realizada.
Asimismo, los participantes en el mercado podrán presentar reclamaciones a través de  e.
la página Web privada del OS en caso de discrepancia con las publicaciones resultados  w.b
de los diferentes procesos. Este mecanismo de reclamaciones podrá ser utilizado también  964ww
pofoerr tlaoss  ppraerstiecniptaadnatess y e ans iegln madearcsa.do para declarar al OS la existencia de errores en las
estimSien  oppeorrjutuicniao  ad etr aqvuées  edle p caormticuipnaicnatcei ódne tl emleefórcnaicdao,  fpauxe od ac oardreeola enlteacrt rlóan iincfoo rdmiriagcidióon a q luaes 
direcciones de correo electrónico o interlocutores habituales, será necesario, en cualquier
caso, la existencia de una comunicación formal expresa a través de la página Web privada 
del OS, para su consideración como reclamación formal.
2.  Resolución de reclamaciones.
En aquellos casos en los que se verifique la existencia de una incidencia, y ésta pueda 
ser corregida sin afectar de forma importante al proceso de programación, el OS, en 
coordinación con el OM y los OS vecinos, realizará las actuaciones oportunas para su 
resolución y, en su caso, procederá a la publicación de una nueva versión del mensaje 
correspondiente al proceso de programación afectado, manteniendo informados en todo 
momento a los PM de estas actuaciones, a través de la Web privada de eSIOS.
En el caso de darse esta situación, el OS adoptará sus mejores esfuerzos para que la 
secuencia de operaciones se realice a la mayor brevedad posible.
Los plazos de reclamación que permiten resolver la reclamación mediante la repetición 
de procesos diarios son los siguientes:
– A partir de la puesta a disposición del PDBF, los PM dispondrán de un período 
máximo de 30 minutos para formular posibles reclamaciones al OS. En aquellos casos 
excepcionales, de retrasos en la publicación del PDBF, u otras circunstancias que así lo 
hiciesen necesario, el OS podrá reducir la duración del periodo de recepción de posibles 
reclamaciones al programa PDBF, hasta un tiempo mínimo de 15 minutos, informando 
previamente de esta reducción de plazo a través de la Web privada de eSIOS.
– A partir de la puesta a disposición del PDVP, los PM dispondrán de un período 
máximo de 10 minutos para formular posibles reclamaciones al OS.
– A partir de la puesta a disposición de la asignación diaria de banda de regulación 
secundaria, los participantes en el mercado dispondrán de un período máximo de 30 
minutos para formular posibles reclamaciones al OS. En aquellos casos excepcionales, de 
retrasos en la publicación de la asignación de reserva secundaria, u otras circunstancias 
que así lo hagan necesario, el OS podrá reducir la duración del periodo de recepción de 
posibles reclamaciones a la asignación de reserva secundaria, hasta un tiempo mínimo 
de 15 minutos, e informando previamente de esta reducción del plazo a través de la Web 
privada de eSIOS.
Para los procesos realizados en el horizonte intradiario y tiempo real no se recogen 
explícitamente plazos de reclamación para la repetición del proceso, aplicando en todo 
caso, que el OS, desde el momento de recepción de la reclamación, evaluará la posibilidad 
de repetición del proceso, o en su caso, de proceder a una corrección a posteriori mediante 
la republicación de los correspondientes mensajes.
En el caso de declaración de un error en las ofertas, el operador del sistema lo tendrá 
en cuenta en la liquidación si la subsanación del error conllevara un mayor coste o una 
reducción de ingresos para el declarante, sin impacto económico negativo sobre otros 
sujetos proveedores. En caso contrario, si la subsanación conllevara un beneficio para el 
sujeto o afectase negativamente a otros proveedores, el operador del sistema lo 
comunicará a la CNMC para su resolución.
3.  Respuesta a la reclamación.
El OS gestionará en un plazo no superior a cinco días hábiles siguientes al de la fecha 
de recepción de la reclamación, la comunicación de la resolución de la reclamación al 
participante del mercado que ha presentado la misma o, en su caso, la notificación a la  e
CNMC de una declaración de error en una oferta asignada. No obstante, se podrá disponer  bo
de un plazo mayor, previa justificación. 964ww
4.  Cierre de la reclamación.
partEicnip caanstoe  ddee lq muee rlac ardeocl admisapcoiónnd rháa ydae  suidno p rleaszuoe lmtaá fxinimalom ednet et rceosm doí adse sheásbtiimleasd paa, real   BOE-A-cable e
comunicar su conformidad o disconformidad con la misma. Al finalizar dicho plazo, la
reclamación quedará cerrada con la conformidad o disconformidad del participante del 
mercado que la presentó. De no mediar dicha comunicación en el plazo indicado, se 
entenderá su conformidad.
Los conflictos que puedan surgir con relación a una reclamación con disconformidad 
se resolverán de acuerdo a lo establecido en el artículo 12 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, 
de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y en el artículo 30.3 
de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
5.  Régimen del proceso de programación.
El operador del sistema no responderá de las consecuencias de las actuaciones en las 
que intervengan los participantes del mercado o terceros, ni de las derivadas de la 
aplicación de los procedimientos de operación y de los sistemas informáticos y de 
comunicación del Operador del Sistema. Tampoco responderá el operador del sistema de 
las consecuencias derivadas de circunstancias que se encuentren fuera de su control 
directo, de los casos de fuerza mayor o de carácter fortuito, de las consecuencias indirectas 
de las actuaciones y operaciones desarrolladas en el mercado de producción de energía 
eléctrica ni de los riesgos derivados del funcionamiento del mismo.
Anexo V
Validación de nominaciones de programa
1.  Validación de nominaciones de programas del mercado diario.
El OS verificará la coherencia de las nominaciones de programas realizadas por los 
participantes en el mercado y la información referente a los resultados de la contratación 
de energía en el mercado diario recibida del OM.
En caso de que como consecuencia de la agregación de la contratación en el mercado 
diario y de la contratación bilateral, una unidad de programación de comercialización 
resultara con un programa vendedor, se procederá del modo siguiente:
1.  Se ordenarán los contratos bilaterales entre comercializadoras en los que participe 
la unidad de programación de comercialización en orden creciente atendiendo a su 
volumen de energía diario.
2.  Se retirarán los contratos bilaterales en el orden indicado hasta que el programa 
de la unidad de comercialización resulte nulo o comprador en todas las horas.
Asimismo, si como resultado de esta verificación fuese detectada alguna disparidad, 
entre las nominaciones enviadas por los participantes del mercado asociados a las 
unidades de programación o entre éstas y el resultado de la casación facilitado por el OM, 
se procederá, en función del caso, según lo siguiente:
– Unidades de programación con programa de energía asociado a la ejecución de 
contratos bilaterales: se considerará el valor mínimo de los programas resultantes de las 
comunicaciones realizadas por los diferentes participantes del mercado identificados como 
contrapartes en dicho contrato.
– Unidades de programación con programa de energía asociado a la contratación en 
el mercado diario de producción que forman parte junto a otras unidades de programación 
de una misma unidad de oferta: en aquellos casos en los que el OS no haya recibido la  s
nominación de programas de las unidades de programación integradas en una misma  oe.
unidad de oferta, o bien habiéndose recibido dicha nominación, el valor total nominado  w.
fsuee psero dciesdtienrtáo  dcoeml por osgigraume:a de la correspondiente unidad de oferta comunicado por el OM,  2020-16964n https://ww
valo1r .d eS peo toerndceinaa mráánx liamsa u.nidades de programación en orden decreciente atendiendo a su
2.  Respetando la ordenación del punto 1 anterior se irán asignando a las unidades 
de programación, valores de programa hasta un valor en el límite igual a la energía horaria 
correspondiente a la potencia máxima de cada unidad de programación y así hasta asignar 
el total del programa de la unidad de oferta asociada.
3.  Si una vez asignados los programas a todas las unidades de programación, 
conforme al punto 2 anterior no se hubiera asignado aún el programa de la unidad de 
oferta en su totalidad, la diferencia que reste se asignará a la unidad de programación con 
mayor valor de potencia máxima.
2.  Validación de nominaciones de programas en el mercado intradiario.
2.1  Subastas del mercado intradiario.
En el caso de que la unidad de oferta tenga varias unidades de programación, y bien 
no se haya recibido la nominación de programas de las unidades de programación que la 
componen, o disponiéndose de las nominaciones de programa de estas unidades de 
programación, el valor total nominado sea distinto del programa de la unidad de oferta 
asociada comunicado por el OM para la correspondiente sesión del MI de subastas, se 
procederá como sigue, distinguiéndose entre estos dos posibles casos:
A)  La unidad de oferta vende energía en el MI de subastas:
1.  Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a su 
valor de potencia máxima.
2.  Respetando la ordenación del punto 1 anterior, se irá asignando a las unidades de 
programación, valores de programa hasta un valor en el límite igual a la energía horaria 
correspondiente a la potencia máxima o al límite de potencia máximo establecido, en su 
caso, por seguridad del sistema de cada unidad de programación y así hasta asignar el 
total del programa de la unidad de oferta asociada.
3.  Si una vez asignados los programas a todas las unidades de programación, 
conforme al punto 2 anterior no hubiera sido asignado el programa de la unidad de oferta 
en su totalidad, la diferencia que reste se asignará a la unidad de programación con un 
mayor valor de potencia máxima.
B)  La unidad de oferta recompra energía en el MI:
1.  Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a su 
valor de energía programada.
2.  Respetando la ordenación del punto 1, se irá reduciendo la energía de las unidades 
de programación hasta un valor igual a cero o igual al del límite de potencia mínimo 
establecido, en su caso, por seguridad del sistema o hasta asignar el total del programa de 
la unidad de oferta asociada casado en la correspondiente sesión del MI de subastas.
2.2  Mercado intradiario continuo.
Se realizará la validación de las nominaciones de programa de los resultados del MIC 
de forma que, en el caso de que la unidad de oferta tenga varias unidades de programación, 
y bien no se haya recibido la nominación de programas de las unidades de programación 
que la componen, o disponiéndose de las nominaciones de programa de estas unidades 
de programación, el valor total nominado sea distinto del programa de la unidad de oferta 
asociada comunicado por el OM para la correspondiente ronda del mercado intradiario  e.e
continuo, se procederá como sigue, distinguiéndose entre estos dos posibles casos: b
A1.)   SLea  ourndiednaadr dáen  loafse rutan idveanddees  deen eprrgoígar aemn aecl imóne recna doord ienntr addeicarreioc ieconntet inauteon:diendo a su
valo2r .d eR peostepnectaian dmoá lxai morad.enación del punto 1 anterior, se irá asignando a las unidades de  BOE-A-cable e
programación, valores de programa hasta un valor en el límite igual a la energía horaria
correspondiente a la potencia máxima o al límite de potencia máximo establecido, en su 
caso, por seguridad del sistema de cada unidad de programación y así hasta asignar el 
total del programa de la unidad de oferta asociada.
3.  Si una vez asignados los programas a todas las unidades de programación, 
conforme al punto 2 anterior no hubiera sido asignado el programa de la unidad de oferta 
en su totalidad, la diferencia que reste se asignará a la unidad de programación con un 
mayor valor de potencia máxima.
B)  La unidad de oferta recompra energía en el mercado intradiario continuo:
1.  Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a su 
valor de energía programada.
2.  Respetando la ordenación del punto 1, se irá reduciendo la energía de las unidades 
de programación hasta un valor igual a cero o igual al del límite de potencia mínimo 
establecido, en su caso, por seguridad del sistema o hasta asignar el total del programa de 
la unidad de oferta asociada.
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 energía.
En particular pueden identificarse restricciones debidas a:
Incumplimiento de las condiciones de seguridad en régimen permanente y/o tras  e.
contingencia, definidas en el procedimiento de operación por el que se establecen los  w.
criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico. 964ww
IInnssuuffiicciieennttee  rreesseerrvvaa  ddee  cpaopteancicdiaad p paarara l ae lr ecgounltarocli ódne  yla e tle bnasliaónnc een d lae lR seisdte dme aT.ransporte.
IInncsuumficpielimntiee nretos edrev ala ds ec ocnadpiaccioidnaeds  dpea rsae lgau rreidpaods iecnió lna  dReeld s ederv Diciisot.ribución comunicadas  BOE-A-cable e
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.
Para las unidades físicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la capacidad 
máxima de potencia activa vendrá determinada por la suma de la capacidad máxima de 
potencia activa de cada una de las instalaciones que la conforman.
4.  Presentación de ofertas para el proceso de solución de restricciones técnicas del  e.
PDBF y en tiempo real. w.b
PDB4F.1.  Periodo para la recepción de ofertas para la solución de restricciones técnicas del
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 
importaciones de energía desde aquellos sistemas eléctricos externos en los que no esté 
implantado un sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio.
4.2.2  Ofertas de compra de energía:
Las ofertas de compra de energía serán de carácter obligatorio para todas las unidades 
de venta respecto al programa de venta de energía establecido en el PDBF 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  es
correspondiente programa de adquisición de energía para consumo de bombeo  bo
programado en el PDBF (reducción hasta la anulación del programa de consumo de  964ww
breosmp–be ecOtoof e darelt alP PsD DdBeBF Fc d)o.eml pprrao gdrea menae drgeí ac oqnuseu mteon ddreá nb ocmarbáecote dr ep olate usntaidtiavdo., para el incremento  OE-A-2020-16able en https://
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).
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.
– 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. e.e
– Código para la definición del orden de precedencia a considerar para la repercusión  b
de los posibles redespachos de energía a subir aplicados sobre una unidad de consumo  964ww
ddee  bvoemntbae, oe,n y  cdaes loo sd peo qsuibele lsa  remdiesmspaa cphaorsti cdipee e nseimrguílatá an ebaajmare anpteli ceand ousn sao tbraren suancac uiónnid daed 
mpreiorrcitaadroia y d eenl p laro egjreacmucai ócno rdrees upnoon doi emnátes  aco lan ttrraatnossa bciclaiótenr adlee sm ceornca ednot rye gread fuíscicciaó n(r epdousctecriióonr 
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 
procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación.
4.7  Presentación de ofertas de restricciones técnicas por defecto.
Los PM asociados a unidades de programación a los que sea de aplicación la 
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  s
definición de las mismas y otra información complementaria (potencia correspondiente al  oe.
mínimo técnico de la unidad de producción, potencia nominal de consumo de bombeo, etc.)  w.
qpesruoteag brdaleemcbeae crlaiáó nnin  ffsoaercgmiúliatnca iról ona  eli nsOtteaSrbc laelomcsidb oiPa dMean   apeosl or pceriloa cOdeoSds,i  mya i delena tsoa  ccduoeer rrodepos epcrooanncd iólioen n fiptjeaodsr  oeu len nqid udaeidc ehseos    2020-16964n https://ww
procedimiento. Se tendrán en cuenta, además, las posibles limitaciones transitorias de
estos valores de potencia comunicados también de forma fehaciente por los PM asociados  Bc
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.
Las limitaciones de programa máximo aplicadas sobre unidades de programación, o 
en su caso, sobre unidades físicas, a un valor igual a la potencia máxima disponible de la 
unidad de programación o de la unidad física, o a la suma de las potencias máximas 
disponibles de las unidades físicas que integren una unidad de programación, no darán 
lugar a redespachos de energía.
Las limitaciones de programa 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. es
6.1  Fase 1: Modificación del programa PDBF por criterios de seguridad. w.
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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 Bases de Datos 
específicamente diseñadas para los análisis y la solución de las restricciones técnicas.
b)  Análisis de seguridad.
Sobre las bases anteriormente indicadas, el OS efectuará los análisis de seguridad 
necesarios para todo el horizonte de programación e identificará las restricciones 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  e.
eléctrico español, el OS resolverá, en su caso, las congestiones identificadas en el PDBF  w.b
que afecten a las interconexiones con los sistemas eléctricos vecinos sin mecanismo  964ww
cnooormrdaintiavad oy  deen  gloess tpióronc deed ilma iecanptoasc iddea do pdeer ainctieórnc avimgebniote, sc.on arreglo a lo establecido en la
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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 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)  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.
c)  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. e.
– En el caso de que no se disponga de otros medios en el sistema eléctrico peninsular  w.b
español, o bien exista un riesgo cierto para el suministro en el territorio peninsular nacional,  964ww
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d)  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, 
con un grado de fiabilidad equivalente bajo el punto de vista de la operación del sistema, 
el OS efectuará una evaluación económica de las posibles soluciones y elegirá aquélla 
que represente un menor coste siendo calculado éste como la diferencia entre el volumen 
económico asociado a los redespachos de energía correspondientes a la Fase 1 de 
solución de restricciones técnicas, y el volumen económico resultante de la valoración de 
esos mismos redespachos de energía al correspondiente precio marginal 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  e.
en el PDBF. w.b
paraP laar as olalu caipólnic adcei ólans d ree srterdicucciocnioense tsé cdnei cloass  pidreongtriafimcaadsa dse e ne neel rsgiísat epmreav iesltéocst reicno  eel sPpDañBoFl 
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contribución a las restricciones técnicas obtenidos en los análisis de seguridad realizados.
Así, en el caso de que existan varias unidades con una influencia equivalente sobre las 
restricciones técnicas identificadas, para la solución de éstas se reducirán los programas 
de las unidades mediante la aplicación de la regla prorrata sobre sus correspondientes 
programas de energía, teniendo en cuenta el siguiente orden de prioridad, siempre y 
cuando la seguridad del sistema así lo permita:
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 
aquellos generadores que reciban consignas de tensión del OS.
En el caso de que los efectos 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 de programación 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.
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.
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  s
técnicas, se identifique la existencia de una insuficiente reserva de potencia a subir en el  oe.
programa resultante, el OS aplicará limitaciones de programa mínimo a un valor igual a su  w.
mpbaaínlratiimnccipoea  tdré ecen nai cclaoti v sFaoacbsióreen  2 tmo ddaeonls up alrolo.s cE genrsu oep l odcsea  stséoor mlduecic igóornsu  ppdroeos gr etréasrmtmriaciccdoioossn  ceeosnm  teépl cuPneDiscBtaoFss   hyp/aoobr  ismlietaárvdsi ocdsioe ps u andraea    2020-16964n https://ww
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  Bc
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 
ejecución de uno o más contratos bilaterales con entrega física, el OS procederá a distribuir 
el correspondiente redespacho sobre las distintas transacciones en las que participa dicha 
unidad, teniendo en cuenta para ello el código de definición del orden de precedencia 
incorporado en la oferta presentada por el PM asociado a dicha unidad para la solución de 
las restricciones técnicas. En caso de no haber sido incluido el mencionado código en 
dicha oferta, se considerará como opción por defecto, la 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. e.e
Como parte del proceso de solución de restricciones técnicas, el OS deberá establecer  964ww
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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.
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  e
programa mínimo (LPMI) o límites de programa máximo (LPMA) sobre el programa de una  bo
unidad de venta de energía o sobre el de adquisición de consumo de bombeo o, en su  964ww
csains os,i sdtee mexap coortoarcdióinna ad otr adveé sg edset ilóans  dinete lrac ocnaepxaiocnideasd c odne  lionst esricsatemmbaios , esléóclotr icpoesrm veiticrián olas 
arepslipceacctiióvna mdee nreted,e psapraac ehloloss q euset arbelsepceidteons .los límites de potencia máxima a bajar o a subir,
Estas limitaciones de programa establecidas por razones de seguridad del sistema 
podrán desaparecer únicamente en aquellos casos en los que el OS elimine o ajuste la 
correspondiente limitación de seguridad aplicada sobre dicha unidad, al haberse visto 
modificada la situación del sistema generación-transporte y no presentarse ya las 
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 (medidas 
topológicas, entre otras), podrá solicitar al OS la introducción de las modificaciones 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 modificaciones requeridas en 
el PDBF e informará de forma fehaciente al gestor de la red de distribución de la 
introducción de los redespachos, así como de las limitaciones de programa aplicadas en 
razón de la seguridad de la red de distribución.
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,  e.e
códigos específicos al objeto de poder establecer con precisión, tanto su volumen, como  w.b
los costes asociados a los mismos. 964ww
6.1.7  Tratamiento de las congestiones identificadas en la evacuación de generación.
Cuando en el proceso de solución de restricciones técnicas se identifique una situación
de congestión debida a un exceso de producción en una zona respecto a la capacidad de  Bc
evacuación de la misma, en función de que dichas congestiones se identifiquen ya en el
caso base de estudio, o de que aparezcan únicamente en caso de presentarse 
determinadas contingencias, se procederá tal y como se indica a continuación:
a)  Congestiones en el caso base de estudio o identificación de condiciones de 
inestabilidad transitoria post-contingencia o ambos.
Se limitará la producción en la zona afectada por la congestión de tal forma que en 
ningún momento se sobrepasen en las líneas y transformadores de evacuación 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.
La reducción del programa de energía respecto al PDBF de las unidades cuya 
contribución a las restricciones técnicas identificadas supere un determinado umbral 
mínimo, se efectuará sobre la base de su contribución a la restricción técnica identificada, 
reduciéndose los programas de las unidades según orden de factores de contribución 
decrecientes.
En el caso de que haya varias unidades cuya contribución a las restricciones técnicas 
identificadas sea equivalente se procederá de la siguiente forma:
1.  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.
2.  Se establecerá también un límite de programa máximo de valor igual a cero sobre 
las unidades físicas con influencia en la congestión que estén integradas en una unidad de 
programación con desglose incorrecto. Se prorrateará la energía a reducir entre el resto de 
unidades en función de su programa previsto en el PDBF, teniéndose en cuenta el orden 
de prioridad para la reducción de la energía programada indicado en el apartado 6.1.3. En 
este proceso de reducción del programa de energía respecto al PDBF se respetará el 
mínimo técnico de los grupos térmicos y los programas de energía en uno o más de los 
tres primeros periodos horarios del horizonte de programación a modo de rampa 
descendente de carga, asociada al proceso de 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  s
sistema eléctrico así lo permita. En este proceso de programación de la parada de la  oe.
unidad, se tendrá en cuenta el impacto del consumo asociado a dicha unidad de  w.
gcueenneEtrnaa  ceaisódtnee.m párosc eels toie dmep por odger apmreaacviiósno  ddee  laar praanraqduae  deen  gfrríuop doess tdéerm oircdoesn,  sdee  daerbraenráq uteen hear setan   2020-16964n https://ww
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  Bc
sistema así lo requiera, la parada del grupo con un menor tiempo de arranque.
En el caso concreto de que se identifique una situación de congestión en la evacuación 
de producción en la que participen varias unidades pertenecientes a un mismo SM con una 
contribución equivalente a la congestión y mismo orden de prioridad conforme al 
apartado 6.1.3 de este procedimiento, 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.
b)  Congestiones en situaciones post-contingencia.
Una vez comprobada la no existencia de congestiones 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 congestiones post-
contingencia.
En el caso de detectarse congestiones de este tipo, se analizará su solución mediante 
la adopción de medidas correctoras que se aplicarán sólo en caso de producirse aquellas 
contingencias que provocan restricciones técnicas.
Cuando no sea posible la adopción de medidas correctoras post-contingencia, o bien, 
la implantación de estas medidas exija un tiempo superior al admitido para la consideración 
de sobrecargas transitorias en elementos de transporte, de acuerdo con lo fijado en el 
procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de funcionamiento y 
seguridad para la operación del sistema, se establecerán las medidas preventivas 
necesarias, mediante la reducción de los programas de las unidades de producción de la 
zona, aplicando los mismos criterios indicados anteriormente para la solución de 
congestiones en el caso base.
c)  Teledisparos en unidades de producción.
En el caso de congestiones en la evacuación de producción de una zona limitada a 
situaciones post-contingencia, las unidades de producción que puedan verse afectadas 
por una limitación a su generación, podrán evitar, o al menos reducir, esta limitación de su 
programa, mediante la activación, previa autorización por el OS, de un automatismo de 
teledisparo de generación que actúe en caso de presentarse cualquiera de las 
contingencias que provocan sobrecargas post-contingencia inadmisibles. Estos 
automatismos de teledisparo de generación podrán dar lugar a la desconexión de la unidad 
de producción y a la pérdida completa de la producción de la misma, o bien, a una 
reducción rápida y parcial de la producción de la unidad sin desconexión de la misma.
Lo anterior será de aplicación siempre y cuando estos automatismos de teledisparo 
actúen con la velocidad de respuesta requerida, cumplan las condiciones técnicas 
establecidas y estén así habilitados por el OS para realizar esta función, quedando 
garantizada en todo momento la seguridad del sistema eléctrico.
En los casos en los que existan varias unidades de generación con distinto orden de 
prioridad y para la solución de la congestión se requiera la activación de un número de 
automatismos de teledisparo de generación inferior a los existentes, éstos se activarán 
respetando el orden de prioridad establecido en el apartado 6.1.3, siempre y cuando la  s
seguridad del sistema así lo permita. En el caso de unidades con igual orden de prioridad,  oe.
el OS establecerá un sistema de turnos rotatorios para la activación de los mismos en cuya  w.
dzoenfinaUi cnpiaróo nvv iepszota drsre ádsnue e tseltinsaetser  mlpaaasrs tr iedcisept arteiccliceóidnoi nsloepssa  rPtoéM.c naiscoacsi,a edno se al  claass ou ndidea qduees  dlae  apcrotivdauccicóiónn d dee u lan   2020-16964n https://ww
teledisparo en una unidad, además de evitar total o parcialmente la limitación de su
programa de producción, conlleve una reducción de programa que exceda la reducción  Bc
que se solicitaba a la unidad que activa dicho teledisparo, el margen adicional de
producción será distribuido entre las restantes unidades de producción, dando preferencia 
a aquellas unidades que, disponiendo de un sistema de teledisparo, no les haya sido 
requerida la activación.
El PM asociado a cada unidad de programación deberá comunicar al OS, sin dilación, 
cualquier cambio o modificación que pueda afectar a la operativa o funcionamiento de 
estos automatismos de teledisparo.
d)  Aplicación de limitaciones para evitar congestiones en posteriores mercados por 
incremento de la producción respecto al PDVP.
En el caso de que no existan congestiones en el caso base de estudio ni en situación 
post-contingencia con los programas de venta de energía en el PDBF correspondientes a 
estas unidades de producción, pero estas congestiones 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 solo en situación post-contingencia, 
o bien si correspondería a una congestión en el caso base.
Si la posible congestión se identifica solo en situación post-contingencia, se 
determinará cuál es el valor máximo admisible de producción en la zona teniendo en 
consideración los teledisparos de los grupos de la zona, supuestos estos grupos con los 
mismos programas de energía del PDVP.
Una vez establecido en ambos casos el máximo incremento de producción respecto a 
los programas previstos en el PDVP, admisible por razones de seguridad del sistema, el 
valor de capacidad adicional disponible (el que resulte ser más limitativo de ambos), se 
asignará mediante la aplicación de una limitación individual de programa máximo sobre 
cada unidad de producción de la zona con influencia en la congestión.
El OS establecerá dichas limitaciones de programa por seguridad dando prioridad a las 
unidades con programa factible 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.
6.1.8  Tratamiento de las modificaciones de programa solicitadas por los sistemas 
eléctricos vecinos.
Los gestores de la red de transporte de sistemas eléctricos vecinos interconectados 
con el sistema eléctrico español podrán solicitar al OS la introducción de las modificaciones 
que sean precisas en el PDBF para garantizar la seguridad en su red.
En tal caso, el gestor de la red de transporte del sistema eléctrico vecino se dirigirá por 
escrito –mediante fax o correo electrónico– al OS, informándole del riesgo existente en la  s
red de transporte objeto de su gestión, y detallando, además, los días y periodos de  oe.
programación afectados, las medidas a tomar, y las modificaciones requeridas en los  w.
pedrel otagglerlaasmdtoaarms  eddneet  epl ardo icdrheuodcsc  idóreenq , uterenar niemsl ipceoanrsttooes  d, deee lq lr uiesesi sgatoseí m esxaeisa tnee lnéntecect reeicnsoa s ruiva esre.c diEn nyo   elads etimab pceoorámsi bujiunlisidctaaifdcic iódaner    2020-16964n https://ww
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  Bc
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  Obtención de un programa equilibrado generación-demanda.
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).
Los bloques de ofertas que se asignarán serán, en su caso, los siguientes a los ya 
utilizados en el proceso de solución de restricciones por criterios de seguridad.
Selección y aplicación de los medios para el reequilibrio generación-demanda:
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  es
restricciones técnicas para obtener un programa equilibrado en generación y demanda en  o
tmcpoaroodsdcooeissfis  colyaa  cysci  olalainmd ecaisat a putcaeniconoignd aedansde    dedloele  s mipn erptoenegrorcrriaao immdmobapsi ao pc doeteorn    slepaecrsgoo uignnrórtiademmracidcoa once eipsóxtonaiso,b inblceeloecs,ni  di nyae tserle  rencsnapri cetleitaoar ninpoadr lioedm seee. nrqa ut ofead soeess  tdlaoessl    2020-16964n https://www.
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.
En este reparto a prorrata se respetarán únicamente los mínimos técnicos de aquellas 
unidades sobre las que se hayan aplicado, por razones de seguridad del sistema, 
limitaciones de programa mínimo (LPMI).
Una vez obtenido un programa equilibrado generación-demanda, el OS procederá a la 
publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP), conforme a los horarios fijados 
en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación. es
6.3  Indisponibilidades de unidades de producción con influencia en la seguridad,  w.
comunicadas después de publicado el PDBF. 964ww
En el caso de una indisponibilidad parcial o total para el día objeto de programación de
uPnDaB Fu,n sidi alad c doem upnroicdaucciócnió dne p driocghraa mindaidsap oon ilbimiliditaadd as ep areraal ilzaa  scoolnu cuinóan  adnet erleasctiróincc nioon inefse rdioerl 
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.
6.4  Información al OM y a los PM.
Como resultado del proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF, el OS 
pondrá a disposición del OM y de los PM, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de 
operación por el que se establecen los intercambios de información, las siguientes 
informaciones:
– Información que el OS pondrá a disposición del OM: bo
vgeennteLara eysn  d lniemu aietdavqacuisoi snreiecsisót rnipc ocdrieo  sneeengseu rtrgéidícana ipdca aarsap. leicvaitdaar sq useo berne  plorosc epsroogsr ya mmaesr cdaed olas sp ousntiedraiodreess  dsee   2020-16964n https://ww
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.
7.1  Limitaciones y modificaciones de programa por criterios de seguridad.
El OS analizará de forma permanente el estado de seguridad real y previsto del 
sistema a lo largo de todo el horizonte de programación y detectará las restricciones que  es
pudieran existir en cada período de programación. o
sleool smlo qL esuareec  s aiynodaclou on cironipót osrnare add prieaáu rneliao dlso.a  sPrn ear ersreadtra eieclsilcz priaoearsnc mtehosoo d sdae idbfli ecap areeccrnaiiooerdánrgo etí osas d edeo ene  e spatlr aqohbugoleerraliclzomeosrna ápt nmee  rledaiodesdi  alopimnsrot iedtga erlcaa pi moprnoaaegrctsriiaóc nminpe,aa cacceuiisóónannqr  ieeuannes     2020-16964n https://www.
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.
En el caso de que existan unidades de producción cuya generación sea superior a su 
programa y ese desvío provoque una restricción técnica, se establecerán en primer lugar 
limitaciones de programa máximo de valor igual al programa de las unidades de 
programación o unidades físicas correspondientes, añadiéndose a dicho valor la banda 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. es
Para la solución de congestiones en la evacuación de la producción en tiempo real se  o
papr osotuecSEbennoidcr l ieuaaercq náaiu ó  esesnlelu  lsogdbisúesir tn  cere eamenssl  atotari.seipc maceirnpot aonlod ersoes  q a6tuél.,1 ece.n 7sl iecO da Sieds   eepensrnotti efctii qeepudmroeepc rláoae   dsreeiemxagisilúe tpennon tloroc .ii anin sddueifc icuaindeaon  tieenn sr ueefsli ceairepvnaatr etda rede ops eo6rt.ve1an.3 cd.iae   OE-A-2020-16964able en https://www.
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 igual a 
la potencia activa neta registrada para dicha unidad de producción.
Para esta programación del arranque y acoplamiento de grupos térmicos adicionales 
por razón de insuficiencia de la reserva de potencia a subir disponible, se utilizará un 
código de redespacho específico al objeto de poder contabilizar de forma individualizada, 
tanto el volumen de estos redespachos debidos a una reserva insuficiente de potencia a 
subir en el sistema, como el coste asociado a la aplicación de los mismos.
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 
modificar los programas de producción previstos, una vez ya adoptadas por el gestor de la 
red de distribución todas las medidas a su alcance, deberá comunicar al OS, a la mayor 
brevedad posible, la información señalada en el apartado 6.1.6 de este procedimiento de  e.e
operación. El OS procederá a establecer las limitaciones por seguridad que sean  w.b
necesarias y a modificar los programas en el caso de que estas limitaciones correspondan  964ww
aco pneforiromdeo sa d loe  epsrotagbralemciadcoi óenn  qeusete y par oncoe pduimedieannt os edre  goepsetiroancaiódno.s en el mercado intradiario
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 
de una unidad de producción se produzca en la Red de Distribución, el gestor de la red de 
distribución deberá comunicar al OS las unidades de programación y/o las unidades físicas 
de las unidades de programación afectadas por dicha indisponibilidad junto con el 
comienzo y la previsión de finalización de la anulación de la capacidad de evacuación.
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  e
intercambio. bo
2.  Aplicación de interrumpibilidad de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de  964ww
operDaecniótnro p doer  ecla qduae c saete egsotaríbal escee a epll iscearrváicni,o s dieem gperseti óqnu ed es elaa  dpeomsiabnled,a c driete irniotesr rduem mpiebricliadaddo.,
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.
7.6.  Reequilibrio generación-demanda posterior a la solución de las restricciones 
técnicas en tiempo real.
En el proceso de solución de restricciones técnicas en tiempo real, tras la modificación de 
programas por criterios de seguridad, no se establece un proceso sistemático posterior de 
reequilibrio generación-demanda. Los posibles desequilibrios 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. s
Los redespachos y precios incorporados en los mismos aplicables a cada una de las  b
unidades de venta y de adquisición que han modificado su programa como consecuencia  964ww
deesp leocsi fpicraodcoess oesn  deel  asnoeluxcoi ódne  dees tree pstrroiccceidoinmeise ntétoc.nicas del PDBF y en tiempo real, están
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.
Los sobrecostes del proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF y en 
tiempo real serán calculados y repercutidos de acuerdo con los criterios especificados en 
el procedimiento de operación por el que se establecen los derechos de cobro y las 
obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
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  e
asociado a la unidad haya presentado una oferta compleja al proceso de solución de  b
restricciones técnicas, y ésta sea aplicable de acuerdo con los criterios establecidos en el  964ww
apar–Lt oaUds onr ie6dd.a1ed.s3ep sda pecr heoosgtsrea  dmperao decaensde iremgníi eaen l dtPoeD. tVipPo  mUePdOiaPntVeP uVn ap orofegrrtaam saimdpolse :en el PDVP sobre  BOE-A-2020-16cable en https://
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 programa PDBF 
en rampa descendente de carga durante las tres primeras horas, y los ingresos netos 
(saldo entre ingresos y pagos) derivados de su participación en las distintas sesiones del 
mercado intradiario y en el mercado intradiario continuo calculado como la energía 
contratada en este mercado al precio marginal horario del mercado diario.
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  e
horario del mercado diario. bo
Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física  964ww
(redResepdaucchcoió nU PdeOl PpVroPgCraBmBa ó d eU PenOePrgVíPa CdeB Ela) :unidad de adquisición asociada a la ejecución
duen  purne ccioon itgrautaol  abli lacoterrraels, peonn digieunatl em pargenciitou dm aqrugein eall  rheodreasrpioa dcheol m aeprliccaaddoo ,d iinacrioor.porando éste
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 
redespacho aplicado, incorporando este redespacho de reducción de programa un precio 
igual al correspondiente precio marginal horario del mercado diario.
– Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en 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  e
un programa equilibrado en generación y demanda, y unidades de adquisición que  bo
incrementan la energía programada en el PDBF con igual fin. 964ww
de gLeonse rreadceiósnp ayc hoobst ednee er naesríg íuan a p braojgarra pmroag eraqmuialidborasd eon  geel nPeDrVacPi ópna-rdae rmesaonlvdear,  uanp leicxacdeosos 
saosborceia udnaa a t ruann scaocnctiróanto d ebli lamteerracal dcoon d ieanritore (gread feíssipcaac (hreod EeCspOa)c oh os oEbCreO uCnBa) u innicdoardp odrea rváenn teal 
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 embargo 
obligadas a ello, el redespacho aplicado pasará a ser denominado ECOBSO, si está 
asociado a una transacción de mercado, y redespacho ECOBCBSO, 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 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 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 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  es
técnicas, y utilizada a estos efectos. bo
El precio del redespacho incorporará además el arranque programado y realizado de  964ww
cdrceaoeqdn uralleie estvurtearrib  ceuicnln iaao  rcngraaeamnss q bdtuéieoec   naedcinecu  aueesnlr  dampo roo ec dsmooená n dsetea lt  dutéfarurb,nm incciainuosoan  ndaddemeo  gia eaernrslat .oinn qcdureee mu enen n cctiaocll oide enclto epm drboeig nlraaa domofea mr tdaue lct ioeemnjeep rqlgeuíjaea    OE-A-2020-16able en https://
b)  Unidades de venta que reducen su programa de energía para la solución de 
restricciones técnicas en tiempo real.
Los redespachos de energía a bajar de tipo UPLTROR programados en tiempo real 
para la solución de restricciones técnicas, llevarán asociado el precio de la oferta de 
energía a bajar presentada para dicha unidad al proceso de solución de restricciones 
técnicas y utilizada a estos efectos.
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  e.e
del incremento de programa y un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de  w.b
mayoración KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario  964ww
del m2.e rcEajdeocu dciiaórnio e.fectiva de los redespachos programados conforme a medidas. OE-A-2020-16able en https://
El OS determinará con arreglo a las medidas, en aquellos casos en que sea aplicable,  Bc
las modificaciones que sean precisas para los precios incorporados en los redespachos
programados, teniendo en cuenta así los arranques y el tipo específico de arranque (en 
frío o en caliente) programados, y el hecho de que se hayan producido éstos de forma 
efectiva de acuerdo con las medidas recibidas, así como la energía real 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. 3.3  ACTIVACIÓN DE ENERGÍAS DE BALANCE PROCEDENTES 
DEL PRODUCTO DE RESERVA DE SUSTITUCIÓN (RR)
1.  Objeto.
El objeto de este procedimiento es la aplicación en el sistema eléctrico peninsular 
español del proceso europeo de activación e intercambio de energías de balance 
correspondientes al producto de reservas de sustitución (producto Replacement Reserves, 
RR por sus siglas en inglés), conforme a lo contemplado en el Reglamento (UE) 2017/1485 
de la Comisión de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una Directriz sobre la 
gestión de la red de transporte de electricidad (Reglamento SO) y en el Reglamento (UE) 
2017/2195 de la Comisión de 23 de noviembre de 2017 por el que se establece una 
Directriz sobre el balance eléctrico (Reglamento EB).
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento aplica al operador del sistema eléctrico español (OS), a los 
proveedores de servicios de balance (Balancing Service Providers (BSPs), por sus siglas 
en inglés) habilitados por el OS conforme a lo establecido en la normativa de aplicación 
vigente, y a los sujetos de liquidación responsables del balance (Balancing Responsible 
Parties (BRPs), por sus siglas en inglés) del sistema eléctrico peninsular español.
3.  Definiciones.
A efectos de este procedimiento de operación se deberán tener en cuenta los términos 
y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de 
la electricidad y en el artículo 4 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores 
de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance en el sistema 
eléctrico peninsular español, aprobadas por la CNMC, (en adelante Condiciones relativas 
al balance).
En particular, los términos correspondientes a:
– Mercado, se refiere al «Mercado mayorista de electricidad» al que se refiere el 
artículo 1 de la Circular 3/2019 de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados 
y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento 
del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema.
– Participante en el mercado (PM), es una persona física o jurídica que compra, vende 
o genera electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la participación 
activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la emisión de  es
órdenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el  bo
mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del artículo 2 del Reglamento  964ww
(mdUeeEfrin–c) ea 2 Pd0eor1no 9q ve/ue9le e4p d3suo unrrmet odlain et(i i1svs2toer) ar av deli cemniloe easrrgr cdtííaaecd u dboleoa i  lnba2tan edlcraeeinol  cr(RB edeS eygP /eol,a l pemreocestrr nesictruovids aa(  sUddigeE. l .)ab sa2 l0ea1nn9 ci/ne9g 4alé3 ls or)se:  lTpaaStirvOtoic,  itapala l mnctoeemr ceoan d seoel    OE-A-2020-16able en https://
interior de la electricidad.
– Sujeto de liquidación responsable del balance (BRP, por sus siglas en inglés): 
participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el 
mercado de la electricidad, tal como se define en el punto (14) del artículo 2 del Reglamento 
(UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad. .
4.  Activación de energías de balance correspondientes al producto de reservas de 
sustitución (producto RR).
Conforme al artículo 19 del Reglamento EB, la activación e intercambio de energías de 
balance correspondientes al producto de reservas de sustitución (producto RR) se realizará 
mediante la utilización de la plataforma europea para el intercambio de dichos productos 
transfronterizos estándar de energías de balance, gestionada por los operadores del 
sistema conforme a lo establecido en el Reglamento EB.
La activación del producto RR en esta plataforma europea de servicios de balance se 
realizará conforme a lo previsto en el «Marco de aplicación de la plataforma europea de 
intercambio de energías de reservas de sustitución (RRIF, por sus siglas en inglés))», 
aprobado por las Autoridades Reguladoras Nacionales de todos los países participantes 
en este proceso, de acuerdo con el artículo 5.3(a) del Reglamento EB.
Las ofertas del producto RR recibidas por el operador del sistema eléctrico peninsular 
español (OS) de los participantes habilitados como proveedores del servicio de reservas 
de sustitución, según el apartado 4 de este procedimiento, y validadas de acuerdo al 
artículo 9.2 de este procedimiento serán puestas a disposición de la plataforma RR por el 
OS para su activación. Los proveedores conectados en el sistema eléctrico peninsular 
español recibirán a su vez del OS la información necesaria para la activación de la energía 
de balance correspondiente al producto RR y su correspondiente liquidación.
5.  Proveedores del servicio de reservas de sustitución (RR).
Podrán ser habilitadas por el operador del sistema eléctrico español como proveedoras 
del servicio de reservas de sustitución (RR) todas aquellas unidades de programación 
conectadas al sistema eléctrico peninsular español que acrediten su capacidad técnica y 
operativa para la prestación del servicio, conforme a lo establecido en el artículo 9 de las 
Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos 
de liquidación responsables del balance en el sistema eléctrico peninsular español, 
aprobadas por la CNMC, de acuerdo con el artículo 5.4(c) del Reglamento EB.
Para poder presentar ofertas del producto RR al OS y ser consideradas a todos los 
efectos participantes en este servicio, las unidades de programación deberán contar con 
la habilitación expresa del OS para la provisión de este servicio.
Las unidades de programación que estuvieran habilitadas en el servicio de gestión de 
desvíos el día inmediato anterior al del inicio de la participación del sistema eléctrico 
español en la plataforma europea de RR, se considerarán ya habilitadas para la provisión 
del servicio de reservas de sustitución, siéndoles no obstante de aplicación las condiciones 
de repetición de pruebas recogidas en el apartado 6.4 del PO 3.8. La habilitación de 
nuevas unidades de programación para el producto RR seguirá lo descrito en el 
procedimiento de operación por el que se establecen las pruebas para la participación de 
las instalaciones en los procesos gestionados por el operador del sistema.
El OS verificará la capacidad técnica y operativa de las unidades de programación 
habilitadas para la prestación del servicio de provisión de reservas de sustitución mediante 
la comprobación de los perfiles de respuesta en potencia para cada período de suministro  s
de reservas. Dicha comprobación tendrá en cuenta el tiempo de activación (FAT) del  oe.
producto de balance gestionado en el mercado de provisión de reservas de sustitución y  w.
eppolr otpegenrracioimad anode datae  e senun mterilen gimsater aercdnaa de pol o srdi sleate  upmnrioad vaeidslé idócentr  picdroeo  gprreeasnmeinarsvcuiaólsan r dc eoesn ps raueñsstopitel ucyct oilóa an  d.s euMs pveoidatiecainnóctneia  d enees ttlaea    2020-16964n https://ww
seguimiento de la prestación del servicio, el OS revaluará de forma continua la calificación
de las unidades de programación como proveedoras del servicio de provisión de RR,  Bc
conforme a lo recogido en el apartado 6 del artículo 162 del Reglamento (UE) 2017/1485
de la Comisión, dando así cumplimiento al proceso de reevaluación que debe ser realizado 
como mínimo una vez cada 5 años.
Si el OS detectara un incumplimiento reiterado de los requisitos exigidos y/o una 
inadecuada calidad del servicio prestado que pusiera de manifiesto la falta de capacidad 
técnica de la unidad de programación para la prestación del servicio y/o la no remisión de la 
información de cambios o modificaciones que pudieran afectar a la prestación del servicio, 
informará de forma detallada al titular de la unidad de programación y a la CNMC, concediendo 
un plazo para introducir las mejoras necesarias. Si pasado el plazo no se introdujeran las 
mejoras indicadas, el OS podrá retirar la habilitación para la prestación del servicio 
previamente concedida, hasta que se constate el cumplimiento del requerimiento del OS.
6.  Producto RR estándar para el intercambio de energías de balance entre sistemas 
eléctricos.
Conforme a lo establecido en el artículo 11(5) del RRIF el intercambio transfronterizo 
de energías de balance se realizará inicialmente por periodos de programación horarios. 
Con posterioridad, en una siguiente fase, se efectuará el cambio a la programación cuarto-
horaria en los servicios de balance en el sistema eléctrico peninsular español.
En el artículo 6 del RRIF se define el producto RR que se utilizará para los intercambios 
de energías de balance entre sistemas. En el anexo de este documento se encuentran 
detalladas dichas características, con las particularidades aplicables en el caso del sistema 
eléctrico peninsular español.
7.  Ofertas del producto RR de los proveedores del servicio al OS.
Las ofertas del producto RR podrán ser simples (completamente divisibles, divisibles 
o indivisibles) o bien presentar características complejas (exclusividad, multi-parte, 
vinculadas en tiempo), conforme a lo indicado en el artículo 9 del RRIF, con las 
particularidades previstas en el anexo de este documento, para los proveedores del 
servicio de RR en el sistema eléctrico peninsular español.
En el documento de intercambios de información entre los participantes en el mercado 
y el operador del sistema se incorporan los tipos de oferta admitidos por la plataforma 
europea para la gestión del producto RR.
De forma transitoria hasta que se produzca el paso a la programación cuarto-horaria 
en la gestión de los servicios de balance en el sistema eléctrico peninsular español, los 
proveedores del servicio de RR podrán utilizar aquellos tipos de oferta del producto RR 
que sean compatibles con la asignación de ofertas para periodos horarios completos.
8.  Proceso de activación de energías de balance del producto estándar RR.
El proceso de activación de energías de balance del producto estándar RR, finaliza 30 
minutos antes del inicio del periodo de entrega de la energía y consta de las siguientes 
fases tal y como se indica en el artículo 3 del RRIF:
– Presentación por los proveedores del servicio al OS, de las ofertas de energías de 
balance correspondientes al producto RR.
– Envío del OS a la plataforma europea de activación del producto RR de la 
información correspondiente a:
• Ofertas válidas de energías de balance del producto RR.
• Necesidades de balance a satisfacer con energías de tipo RR. e.e
• Capacidad disponible en las interconexiones internacionales (ATC) y, en su caso. w.b
• Requisitos de control de flujo en las interconexiones. 964ww
sigu–•i e AnCtceot mivinaufocnriiócmanac cdióieón n od:fee rlata psl actoarforermspao enudrieonpeteas  dae  pacrotivveaecidóonr edse l dperol dsuecrtvoic RioR d ael l OsSis tdeem laa   BOE-A-2020-16cable en https://
eléctrico peninsular español, realizada por la plataforma europea de RR.
• Necesidades satisfechas por la plataforma europea de RR.
• Capacidad de intercambio utilizada en el proceso RR.
• Posiciones netas del sistema eléctrico peninsular español.
• Programas establecidos en las interconexiones del sistema eléctrico peninsular 
español.
• Precios resultantes de la activación del producto RR.
– Comunicación del OS a los proveedores de este servicio en el sistema eléctrico 
peninsular español, de la siguiente información:
• Información sobre las ofertas de energía de balance, clasificadas conforme a los 
criterios establecidos en el proceso de validación descrito en el apartado 8.2 de este 
procedimiento en:
– Ofertas enviadas por el OS a la plataforma europea de RR:
• Disponibles para la asignación en la plataforma europea de RR.
• No disponibles para la asignación en la plataforma europea de RR por estar 
afectadas por limitaciones de programa por seguridad del sistema eléctrico peninsular 
español.
– Ofertas no enviadas a la plataforma por infactibilidad respecto al Programa Horario 
Final definitivo.
• Resultados de la activación del producto RR (ofertas aceptadas y precios).
La plataforma europea de RR comunicará al OS la posición neta (Net Position) de 
cada operador del sistema, al objeto de realizar las correspondientes validaciones entre 
operadores de sistema de acuerdo con lo establecido en el artículo 3.1(e) del RRIF.
La hora límite para que los proveedores del servicio de RR envíen sus ofertas a los 
TSOs y la hora límite para el envío de la información a la plataforma europea de RR por 
parte de los TSOs son las definidas en los artículos 7 y 8 del RRIF, respectivamente.
Como resultado del proceso anterior, 30 minutos antes del inicio del suministro 
quedarán establecidos, en su caso, los programas de intercambio de energías de balance 
correspondientes al producto RR en las interconexiones del sistema eléctrico español.
En el caso de que el Programa Horario Final definitivo (PHFC) tras el mercado 
intradiario continuo de ámbito europeo se reciba con una antelación inferior a 48 minutos 
respecto al inicio del correspondiente horizonte de programación, el OS no realizará envío 
alguno de ofertas a dicha plataforma. En esta situación y en caso de identificarse una 
situación de emergencia, el OS sí podrá enviar las necesidades de balance a satisfacer 
con energías de tipo RR.
9.  Intercambios de información asociados al proceso de activación de energías de 
balance RR.
9.1  Capacidad disponible en las interconexiones internacionales (ATC).
El OS comunicará y mantendrá actualizada, en todo momento, los valores de la 
capacidad de intercambio disponibles en las interconexiones internacionales para su 
consideración en el proceso de asignación de ofertas llevado a cabo por la plataforma 
europea para la gestión del producto RR, tal y como establece el artículo 3.1(a) del RRIF.
9.2  Ofertas de energías de balance de tipo RR de los proveedores del servicio  b
validadas por el OS. 964ww
pporonddSureácgt aoú  ndR ilsRop  eopssrteiacsibóelnen ctdaidedo ala se  pnpl aoetrla  alfoortsrímc puarloo ev 3ue redodepole RraeR sdI eFd ,Re elR ls o elaprsev irocaifdoeo,r trua dnse adl  evs eiesznte evmragalíid aeaslé ddcaetsr bi cpaool are nsecple aO ñdSoe,ll    OE-A-2020-16able en https://
respetando los plazos de tiempo establecidos a nivel europeo en el artículo 8 del RRIF.
Con una antelación no inferior a 5 minutos respecto a la hora límite para el envío a la 
plataforma europea de RR de las ofertas de los proveedores del servicio de acuerdo al 
artículo 8 del RRIF, el OS llevará a cabo un proceso de validación de las ofertas de RR 
recibidas, teniendo en cuenta el Programa Horario Final definitivo y la información de 
indisponibilidades comunicadas por los proveedores del servicio hasta ese momento para 
el siguiente periodo horario de entrega de energía.
En este proceso de validación, se rechazarán (parcialmente, en el caso de ofertas 
completamente divisibles y divisibles, o totalmente, en el caso de ofertas indivisibles y 
complejas) aquellas ofertas que resulten no compatibles con su programa final y los límites 
físicos de la unidad de programación, y/o no respeten la potencia máxima disponible de 
generación o de consumo comunicada. Todas las ofertas resultantes de este proceso de 
validación serán enviadas a la plataforma europea de RR.
Adicionalmente, a las ofertas les serán de aplicación las limitaciones de programa 
establecidas por seguridad del sistema, y vigentes en ese momento, para resolver las 
posibles restricciones técnicas en el sistema, indicándose:
– Si son ofertas disponibles para la asignación en la plataforma europea de RR, en 
caso de que estas no se vean afectadas por las limitaciones de programa aplicadas por 
seguridad del sistema eléctrico peninsular español.
– Si son ofertas indisponibles (parcialmente, en el caso de ofertas completamente 
divisibles y divisibles, o totalmente, en el caso de ofertas indivisibles y complejas) para la 
asignación en la plataforma europea de RR, en el caso de que estas ofertas estén 
afectadas por limitaciones de programa, aplicadas por seguridad del sistema eléctrico 
peninsular español.
Las indisponibilidades comunicadas por los proveedores del servicio recibidas con una 
antelación inferior a 5 minutos respecto a la hora límite para el envío a la plataforma 
europea de RR de las ofertas de los proveedores de servicio, serán tenidas en cuenta tras 
el proceso de asignación de la plataforma europea de RR.
9.3  Necesidades de energía de balance de RR del sistema eléctrico español.
El operador del sistema eléctrico español pondrá a disposición de la plataforma 
europea de RR las necesidades de balance del sistema eléctrico peninsular español para 
su consideración en el proceso RR respetando los plazos y formatos establecidos para 
estos intercambios de información a nivel europeo en el artículo 8 del RRIF.
El OS podrá enviar necesidades elásticas a la plataforma de acuerdo con lo establecido 
en la correspondiente metodología para la determinación del precio elástico de la 
necesidad de balance para cubrir las necesidades de RR del sistema eléctrico peninsular 
español.
De acuerdo a lo establecido en el artículo 11.2 del RRIF, el OS podrá incluir una banda 
de tolerancia asociada a su necesidad inelástica cuyo uso no podrá incrementar el precio 
marginal resultante de la asignación de la plataforma europea de RR.
El volumen de necesidades solicitado por el OS no superará el volumen de ofertas 
enviadas a la plataforma europea de RR, salvo en situaciones en las que la seguridad del 
sistema resulte comprometida, en cuyo caso y conforme a lo establecido en el artículo 11.2 
del RRIF, el volumen de necesidades requerido a la plataforma podrá ser superior al 
volumen de ofertas enviadas a la plataforma europea de RR.
9.4  Requisitos de control de flujo en las interconexiones. bo
ey/uor oeEpnle toraep d eEersa RpdaRoñr r aed qeyu l Pissoiistrotteusmg daael   deceolé ncattcrrouicle odr ede ofsl upaja olño eo enl s pltaoasdb irlneátc epidrocono eneren x aei old naiserptsíoc eusnilcotri óe3n .E1 ds(bpe)a  ldñaea pl  ylRa FtRaraIfFon.rcmiaa,   2020-16964n https://ww
9.5  Resultados de la activación de ofertas del producto RR por la plataforma europea.
Tras la recepción de la información relativa al resultado del proceso de optimización, 
desde la plataforma europea de RR, y con una antelación no inferior a 30 minutos respecto 
al inicio del suministro, el OS comunicará a los proveedores del servicio de RR la 
información relativa a la activación de sus ofertas en los formatos establecidos en el 
documento de intercambios de información entre los participantes en el mercado y el 
operador del sistema.
En caso de que por una incidencia en la plataforma europea de RR no se reciban los 
resultados de la activación de ofertas del producto RR, las necesidades del sistema 
eléctrico español serán cubiertas con la activación de energías del resto de servicios de 
balance del sistema, no estando prevista la aplicación de otros mecanismos de respaldo a 
nivel nacional específicos para el producto RR.
9.6  Actualización de la programación de los intercambios de energía en las 
interconexiones internacionales.
El establecimiento de programas transfronterizos de RR entre los operadores de los 
sistemas eléctricos interconectados dará lugar a una actualización de los programas de 
intercambio de energía eléctrica en las interconexiones internacionales del sistema eléctrico 
peninsular español con los respectivos sistemas eléctricos vecinos interconectados.
Una vez haya finalizado la fase de activación de ofertas y se hayan establecido los 
programas de intercambio transfronterizo de energías de balance del producto RR, éstos 
tendrán carácter firme.
10.  Liquidación de las energías de balance del producto RR.
La energía activada del producto RR a los BSPs del sistema eléctrico peninsular 
español, así como los intercambios transfronterizos de energías de balance entre 
operadores de sistemas eléctricos del producto RR, derivados de necesidades de balance 
de los sistemas, serán valorados al precio marginal del correspondiente periodo cuarto-
horario de cada área no congestionada conforme a las propuestas desarrolladas en 
cumplimiento de los artículos 30 y 50 del Reglamento EB.
En caso de existir congestión en las interconexiones internacionales aflorará una renta 
de congestión derivada de la asignación común europea realizada por la plataforma de 
gestión del producto RR, correspondiente a la interconexión congestionada.
En el caso de ofertas activadas por razones de control de flujo en las interconexiones, 
la energía activada será valorada, en el periodo cuarto-horario correspondiente, al precio de 
oferta de dicha energía, siempre que su precio sea superior al precio marginal del producto 
RR en el sistema eléctrico peninsular español correspondiente a ese mismo periodo para 
ofertas de energía a subir o inferior al precio marginal en el caso de las ofertas a bajar. En 
otro caso, la energía activada será valorada al precio marginal correspondiente.
En el caso de ofertas activadas por razones de control del flujo en las interconexiones, 
el sobrecoste que resulte para el sistema eléctrico peninsular español se anotará en la 
cuenta del operador del sistema y será liquidado con cargo a las rentas de congestión de 
la correspondiente interconexión. En caso de que existan varios solicitantes de dicha 
acción sobre una interconexión, el sobrecoste se repartirá conforme a los acuerdos 
establecidos entre los operadores del sistema que comparten la interconexión.
Se verificará el cumplimiento efectivo del servicio, tanto en el caso de las activaciones 
de balance, como de las activaciones efectuadas por razones de control de flujo en las  e.
interconexiones, revisándose la liquidación en caso de incumplimiento. w.b
La liquidación de la asignación del producto RR a los proveedores del servicio en el  964ww
seils tpermocae edléimctireicnoto p ednein osuplearra ecsiópanñ pool sr eerál  rqeuaeli zsaed ae psotar belle OcSen c olonsfo rdmeere ac lhoo ess tdaeb leccoibdoro e ny 
obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
La liquidación de los intercambios transfronterizos de energías de balance del producto 
RR para el sistema eléctrico peninsular español, se anotará en la cuenta del operador del 
sistema.
En caso de incidencia en el proceso de activación de energías de balance RR en el 
sistema eléctrico peninsular español, se garantizará la firmeza de los correspondientes 
intercambios de energía RR en las interconexiones internacionales del sistema eléctrico 
español. La liquidación económica derivada de la garantía de esta firmeza se financiará 
con cargo a cada una de las rentas de congestión del sistema eléctrico español, según 
corresponda.
El saldo mensual resultante de la liquidación de los intercambios transfronterizos de 
energías de balance programados en cada interconexión y de las rentas de congestión 
derivadas será liquidado entre el operador del sistema y la entidad de liquidación 
centralizada que actuará como contraparte entre los operadores de sistema europeos 
participantes en la plataforma europea de balance de RR.
11.  Publicación de información.
El operador del sistema publicará la información relativa al proceso de asignación del 
producto RR con la periodicidad y desglose que se determina en el procedimiento que 
establecen los intercambios de información relativos al proceso de programación.
12.  Información a la CNMC.
El OS informará a la CNMC mensualmente sobre el funcionamiento y resultados de la 
plataforma europea de energías de balance RR, incluyendo todos aquellos aspectos que 
resulten necesarios para la supervisión de la participación del sistema eléctrico español en 
dicha plataforma, incluyendo los siguientes aspectos:
– Uso de necesidades elásticas.
– Requerimientos de necesidades superiores al volumen de ofertas presentadas.
– Situaciones en las que la plataforma no haya cubierto las necesidades solicitadas 
desde el sistema eléctrico español.
– Justificación de los requerimientos de control de flujo en interconexiones.
– Utilización de la indivisibilidad en las ofertas de los proveedores del servicio. En 
particular, el OS notificará a la CNMC aquellos casos en que el uso de bloques indivisibles 
sea sistemático o resulte incoherente con las limitaciones técnicas de la unidad de 
programación correspondiente o pudiera reflejar comportamientos de mercado no 
adecuados.
– Número de horas sin participación en la plataforma europea de intercambio de 
energías de balance RR por retrasos en el mercado intradiario continuo de ámbito europeo.
El OS pondrá a disposición de la CNMC la información detallada de ofertas, 
necesidades y resultados del mercado RR en el sistema eléctrico español.
Anexo
Principales características del producto/oferta RR estándar
Modo de activación Programada, con activación manual
Periodo de preparación. Entre 0 y 30 min. e.
Periodo de rampa de variación de  Entre 0 y 30 min. 964ww
pToietmenpcoia d.e activación (FAT). 30 min.
Periodo de desactivación. Determinado por el BSP.
Modo de activación Programada, con activación manual
Cantidad mínima. 1 MW.
No se establece valor máximo alguno, salvo los 
Cantidad máxima.
límites técnicos correspondientes.3
Duración mínima del periodo de entrega. 15 min.1
Duración máxima del periodo de entrega. 60 min.2
Área de Control Frecuencia-Potencia (LFC) de 
España. Conforme a lo establecido en las 
Localización. condiciones de agregación de los BSP en las 
Condiciones relativas al balance, aprobadas por la 
CNMC de acuerdo al artículo 18 del Reglamento EB.
En función de la oferta del BSP (15, 30, 45 o 60 
Periodo de validez.
minutos)1.
Duración mínima entre el final de una  Determinada por el proveedor del servicio en su 
desactivación y la siguiente activación. oferta.
Resolución del precio de oferta. 0,01 €/MWh.
No se establecen límites a los precios, salvo los 
Límites al precio de oferta.
límites técnicos correspondientes.3
Resolución del periodo de tiempo. 15 min.
1  Hasta el paso a programación cuarto-horaria en el sistema eléctrico peninsular español, la duración 
mínima del periodo de entrega será igual a 60 min.
2  La duración máxima del periodo de entrega depende de la frecuencia del proceso de activación. La 
plataforma europea de RR arrancará con una frecuencia de activación horaria, lo que implica 24 horizontes de 
activación y la posibilidad de realizar optimizaciones que cubran 60 min. En caso de incrementarse el número de 
horizontes de activación («gates»), por ejemplo, a 96 diarias, la duración máxima del periodo de entrega se 
reduciría a 15 min.
3  Los límites técnicos corresponden a los formatos de los campos que se establecen en el documento de 
intercambios de información entre los participantes en el mercado y el operador del sistema. Estos límites 
técnicos aplicables a los precios coincidirán con los valores armonizados que, en su caso, se establezcan de 
acuerdo con lo previsto en el apartado 2 del artículo 30 del Reglamento EB.
P.O. 3.6  COMUNICACIÓN Y TRATAMIENTO DE LAS INDISPONIBILIDADES 
DE LAS UNIDADES FÍSICAS DE GENERACIÓN, DEMANDA Y ALMACENAMIENTO
1.  Objeto.
El objeto de este procedimiento es establecer los criterios que deberán aplicarse para 
la comunicación y el tratamiento de las indisponibilidades de las unidades físicas de 
generación, demanda y almacenamiento, con el fin de que el Operador del Sistema (OS) 
realice una adecuada programación de las unidades, conociendo en todo momento los 
medios disponibles para la operación del sistema, y, en su caso, pueda confirmar las 
circunstancias que las eximan de su obligación de presentar ofertas en el mercado diario 
en caso de indisponibilidad.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación al Operador del Sistema (OS) y a los participantes  oe.
en el mercado. 964www.
3.  Definiciones.
artícMuelor c1a ddoe:  lase C riercfiuelarer  3a/l2 «0M19e rdcea d2o0  mdea ynoorvisietam dbere e, ldeect rlaic iCdaodm»i saiól nq uNea csieo nraelf ideere l oesl 
Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el
funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del 
sistema.
Participante en el mercado (PM): es una persona física o jurídica que compra, vende 
o genera electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la participación 
activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la emisión de 
órdenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el 
mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del artículo 2 del Reglamento 
(UE) 2019/943 relativo al mercado interior de electricidad.
Unidad física: Instalación o conjunto de instalaciones de generación, demanda o 
almacenamiento, definida conforme a los criterios establecidos en el PO 3.1.
Unidad física completamente disponible: se considera que una unidad física está 
completamente disponible si puede participar en el proceso de programación sin ninguna 
limitación en su capacidad de generación o consumo, de acuerdo con los criterios 
establecidos en el apartado 5 de este procedimiento de operación. En caso contrario, se 
considerará la existencia de una indisponibilidad, que podrá ser parcial o total.
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 indicadas en el Real Decreto 647/2020, de 7 de julio, por el que 
se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión 
de determinadas instalaciones eléctricas.
Capacidad máxima de potencia activa de la instalación de demanda: la capacidad 
máxima de potencia activa de una instalación de demanda vendrá determinada por el valor 
de potencia contratada. A efectos de este procedimiento, en el caso de que la potencia 
contratada de la instalación varíe para los distintos períodos tarifarios, se establecerá el 
mayor de los valores como capacidad máxima de potencia activa de la instalación de 
demanda para todos los períodos tarifarios.
En el caso de instalaciones de almacenamiento, la capacidad máxima de potencia 
activa será la que se defina en la normativa pendiente de desarrollo.
Para las unidades físicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la capacidad 
máxima de potencia activa vendrá determinada por la suma de la capacidad máxima de 
potencia activa de cada una de las instalaciones que la conforman.
4.  Responsabilidades.
Los participantes del mercado son responsables de comunicar al OS cualquier 
indisponibilidad total o parcial, que haya afectado o pueda afectar a la capacidad de 
generación o consumo de potencia activa de sus respectivas unidades físicas, tan pronto 
como este hecho se produzca o se conozca, en los siguientes casos:
– Si la indisponibilidad afecta a unidades físicas de generación o almacenamiento de 
capacidad máxima igual o superior a 30 MW.
– Si la indisponibilidad afecta a unidades físicas de generación, demanda o 
almacenamiento integradas en unidades de programación habilitadas para participar en 
los servicios de balance del sistema.
– Si la indisponibilidad afecta a unidades de programación de generación asociadas a 
proveedores de servicios de interrumpibilidad.
A efectos de la participación en el mercado, la comunicación posterior de estas  s
indisponibilidades al Operador del Mercado (OM) es responsabilidad del OS. oe.
El gestor de la red de distribución podrá conocer las indisponibilidades de las  w.
iInnsfotarmlaaccioiónne sd eclo Onpeecrtaaddaosr  dae ls Sui srteedm oa  a(S sIOu Sre).d observable a través de los Sistemas de  2020-16964n https://ww
5.  Criterios para la determinación de indisponibilidades de potencia activa.
La consideración de potencias indisponibles y los períodos de indisponibilidad de las 
unidades físicas atenderá a los siguientes criterios generales:
a)  Independientemente de la causa que haya provocado la indisponibilidad, la 
potencia indisponible de una unidad física, excepto en los casos para los que se indica un 
tratamiento específico (acoplamiento/desacoplamiento de instalaciones), vendrá 
determinada por la diferencia entre la capacidad máxima de potencia activa de la unidad 
física y la potencia activa realmente disponible.
b)  El período de indisponibilidad se define como el intervalo de tiempo comprendido 
entre el instante de inicio y el instante de fin de indisponibilidad, correctamente comunicado 
al OS por los participantes en el mercado. Una vez transcurrido el instante de fin de una 
indisponibilidad, sin que esta indisponibilidad haya sido anulada, dicho instante de fin será 
considerado como el de finalización efectiva de dicha indisponibilidad. En consecuencia, 
una vez transcurrido el instante de fin de una indisponibilidad, la indisponibilidad se 
considerará firme a todos los efectos, no pudiendo ser modificada, ni tampoco anulada a 
posteriori.
c)  En los procesos de arranque y acoplamiento de un grupo se considerará disponible 
la capacidad máxima de potencia activa de la unidad física, salvo en caso de existencia de 
limitaciones de potencia máxima, durante un tiempo, como máximo, igual al tiempo de 
preaviso desde orden de arranque en frío o en caliente, según corresponda, hasta mínimo 
técnico comunicado por el participante en el mercado.
d)  El retraso en el acoplamiento de un grupo, en horas y minutos, una vez llegada la 
hora límite en la que este debía tener lugar, tendrá la consideración de indisponibilidad 
total del grupo hasta el instante de acoplamiento efectivo, en horas y minutos.
e)  Durante el proceso de parada de un grupo se considerará disponible toda su 
capacidad máxima de potencia activa, salvo que exista alguna causa que lo limite.
f)  La disponibilidad de una unidad física no se verá afectada cuando no existan 
medios suficientes en la red de transporte o, en su caso, en la red de distribución, que 
posibiliten la evacuación/consumo de potencia de la instalación o instalaciones que la 
integran, estando estas en condiciones de generarla y/o consumirla. Se considerarán, por 
el contrario, indisponibilidades de la unidad física todas aquellas situaciones de reducción 
de su capacidad de producción o consumo debidas a problemas en elementos o equipos 
de conexión de la instalación o instalaciones que la integran con el correspondiente punto 
frontera de la red de transporte o, en su caso, de la red de distribución (transformador de 
salida de la instalación, interruptor de generación o demanda, líneas directas de conexión 
con la red de transporte o red de distribución, etc.).
g)  La disponibilidad de una unidad física se verá afectada por las posibles limitaciones 
de su fuente de energía primaria, y por otras condiciones que puedan afectar a su 
capacidad máxima de potencia activa, y que limiten su programación, incluyéndose en 
estos casos:
– Limitaciones en la disponibilidad del combustible utilizado como fuente primaria en 
las centrales térmicas.
– Reducción del salto neto en las centrales hidráulicas y en las centrales reversibles 
de bombeo.
– Cotas insuficientes en el embalse superior de las centrales hidráulicas, tanto 
convencionales como reversibles. es
– Limitaciones de la capacidad de consumo de bombeo debidas a cotas excesivas en  bo
el embalse superior y/o cotas insuficientes en el embalse inferior de las centrales  964ww
revehr)s iblLeas  ddies pboonmibbileidoa.d de una unidad física de tipo renovable no gestionable no se verá
afectada por aquellas limitaciones de capacidad de generación que sean debidas a una
situación de condiciones que limiten su fuente de energía primaria. Bc
i)  La disponibilidad de una unidad física de demanda no se verá afectada por las 
condiciones de funcionamiento previstas en sus instalaciones, sino únicamente por 
aquellas situaciones no esperadas que puedan afectar a su capacidad máxima de potencia 
activa. En todo caso, para la adecuada asignación de los servicios de balance, la oferta del 
correspondiente servicio de balance deberá ser actualizada teniendo en cuenta el efecto 
de dicha indisponibilidad.
6.  Procedimiento de comunicación de indisponibilidades.
Para la comunicación de indisponibilidades de potencia activa, el correspondiente 
participante en el mercado comunicará al OS, por los medios previstos a tal efecto, la 
siguiente información:
a)  Unidad física indisponible.
b)  Fecha y hora de inicio de la indisponibilidad.
c)  Fecha y hora de finalización de la indisponibilidad.
d)  Capacidad máxima activa disponible.
e)  Causa de la indisponibilidad.
Esta información deberá ser actualizada por el participante en el mercado mediante la 
incorporación de la mejor previsión disponible en cada momento.
El OS comunicará al OM, tan pronto como los haya verificado, los datos relativos a las 
indisponibilidades de potencia activa comunicadas por el participante en el mercado para 
su consideración en el Mercado Diario (MD) y en las sesiones de subastas y rondas de 
carácter continuo del Mercado Intradiario (MI).
El OS informará a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de los 
incumplimientos que observe por falta de comunicación de los datos de indisponibilidad 
por parte de los participantes del mercado o errores en la información transmitida.
7.  Consideraciones respecto a la integración de las indisponibilidades comunicadas 
en el proceso de programación.
Las comunicaciones de indisponibilidad de potencia activa serán integradas en el 
proceso de programación mediante la modificación del programa de la correspondiente 
unidad de programación afectada, sucesivamente, para aquellas horas cerradas a 
negociación en el mercado intradiario continuo y se publicarán en el siguiente programa 
horario operativo (P48).
Las indisponibilidades de potencia activa comunicadas por el participante en el 
mercado serán tenidas en cuenta en los procesos de asignación en los servicios de ajuste 
del sistema.
El OS comunicará al OM, tan pronto como los haya verificado, los datos relativos a las 
indisponibilidades comunicadas por los participantes en el mercado para su consideración 
en el Mercado Diario (MD) y en las sesiones de subastas y rondas de carácter continuo del 
Mercado Intradiario (MI).
Si mediante la asignación del servicio de activación de reservas de sustitución (RR) y/u 
ofertas de regulación terciaria, o bien en el MI se modificase el programa de una unidad de 
programación declarada indisponible, la comunicación de un adelanto en la finalización de 
la indisponibilidad previamente comunicada no podrá dar lugar a una nueva modificación 
de su programa hasta que no se realice la correspondiente modificación de programa en 
las siguientes sesiones de subastas o rondas de carácter continuo del MI, o la asignación,  e
en su caso, de ofertas de reservas de sustitución y/o regulación terciaria presentadas para  bo
dicha unidad. 964ww
del Lparo dgercalmaraa chióonr adreio i nodpiseproantiivboili d(aPd4 8d)e  npoo teenxcimiai raác tdivea  yp alar tcicoirpraers,p eonn dliae nmtee mdioddai fiqcuaeci ólen 
cdoer riensdpisopnodnai,b eilnid laodse cso sdtee sp oortiegnincaiado asc. tEivna e nsote  mseondtiidficoa, rloásn  reedl epsrpoagcrahmosa p doer  cloam uunnidicaadc iódne 
programación a efectos del cálculo del desvío de programa.
P.O. 3.8  PRUEBAS PARA LA PARTICIPACIÓN DE LAS INSTALACIONES 
EN LOS PROCESOS Y SERVICIOS GESTIONADOS POR EL OPERADOR DEL SISTEMA
1.  Objeto.
El objeto de este procedimiento de operación es establecer las pruebas para la 
participación de las instalaciones de producción e instalaciones de generación asociadas 
a autoconsumo, instalaciones de demanda e instalaciones de almacenamiento de energía 
eléctrica en los procesos y servicios gestionados por el Operador del Sistema (OS).
En particular, se incluyen las siguientes pruebas realizadas por el OS:
– Pruebas de control de producción de generación renovable, cogeneración y residuos 
(RCR).
– Pruebas para la participación en los servicios de balance: regulación secundaria, 
regulación terciaria y de provisión de reservas de sustitución (RR, por sus siglas en inglés).
Asimismo, se establecen en este procedimiento los términos y condiciones de 
participación de las instalaciones de producción de energía eléctrica en los procesos de 
programación gestionados por el operador del sistema durante la fase de pruebas 
preoperacionales de funcionamiento de las instalaciones.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación a:
a)  El Operador del Sistema (OS).
b)  Las instalaciones de producción e instalaciones generación asociadas a 
autoconsumo, instalaciones de demanda e instalaciones de almacenamiento de energía 
eléctrica.
c)  Los gestores de la red de distribución, por las instalaciones que se conecten a su 
red o a su red observable.
3.  Definiciones.
Pruebas de control de producción de generación renovable, cogeneración y residuos: 
el objeto de las pruebas de control de producción de instalaciones y agrupaciones de 
fuentes renovables, cogeneración y residuos es el de verificar el cumplimiento de los 
requisitos de transmisión y ejecución de consignas por parte de los centros de control a los 
que estén adscritas dichas instalaciones y agrupaciones.
Pruebas para la participación en los servicios de balance: pruebas específicas 
necesarias para obtener la habilitación en los servicios de regulación terciaria, activación de 
energías de balance procedentes de reservas de sustitución (RR) y regulación secundaria, 
conforme a lo establecido en el artículo 9 de las Condiciones relativas al balance para los 
proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance 
eléctrico en el sistema peninsular español, aprobadas por la CNMC.
Periodo de pruebas preoperacionales de funcionamiento: se considera que una 
instalación de producción o de generación asociada a autoconsumo está en fase de pruebas 
preoperacionales de funcionamiento durante el periodo de tiempo que transcurre desde la 
fecha en la que la instalación obtiene la inscripción previa en el Registro Administrativo de 
Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica, disponiendo la instalación del Acta de 
puesta en servicio para pruebas o autorización de explotación provisional para pruebas,  e.e
según resulte de aplicación, y la fecha de inscripción definitiva de dicha instalación en el  b
Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica. 964ww
todaDse lanstr op rdueebl atésr mprienvoi adse a p laru oepbearsa cpiróeno cpoemraecricoinaal ldees  lad ein fsutanlcaicoinóanm, iinecnlutoid, asse,  ecnotnrsei doetrraasn, 
toatnratos  aqquuee lelassté pnr udeirbeacst aqmuee nrteep raessoecnitaedna usn aal  efunntrceigoan adme ieennetorg díae  ala l ai nrsetda,l accoimóno  eanqu uenllaass 
determinadas condiciones de generación/absorción de potencia reactiva.
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 indicadas en el Real Decreto 647/2020, de 7 de julio, por el que 
se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión 
de determinadas instalaciones eléctricas.
Capacidad máxima de potencia activa de la instalación de demanda: La capacidad 
máxima de potencia activa de una instalación de demanda vendrá determinada por el valor 
de potencia contratada. A efectos de este procedimiento, en el caso de que la potencia 
contratada de la instalación varíe para los distintos períodos tarifarios, se establecerá el 
mayor de los valores como capacidad máxima de potencia activa de la instalación de 
demanda para todos los períodos tarifarios.
En el caso de instalaciones de almacenamiento, la capacidad máxima de potencia 
activa será la que se defina en la normativa pendiente de desarrollo.
Para las unidades físicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la capacidad 
máxima de potencia activa vendrá determinada por la suma de la capacidad máxima de 
potencia activa de cada una de las instalaciones que la conforman.
4.  Pruebas de control de producción de instalaciones de fuentes renovables, 
cogeneración y residuos.
4.1  Consideraciones generales.
Estas pruebas se enmarcan en el proceso de validación del cumplimiento de 
instrucciones emitidas por el OS para todas las instalaciones de fuentes renovables, 
cogeneración y residuos (RCR), y son de aplicación a aquellas instalaciones y 
agrupaciones de instalaciones que cumplan alguna de las siguientes condiciones:
a)  Nuevas instalaciones o agrupaciones de las mismas con potencia instalada 
superior a 5 MW con obligación de adscripción a un centro de control según el 
RD 413/2014, de 6 de junio, que por primera vez se adscriban a un centro de control.
b)  Instalaciones o agrupaciones de las mismas con potencia instalada inferior o igual 
a 5 MW que por primera vez se adscriban a un centro de control para participar en la 
prestación de servicios de ajuste del sistema.
c)  Instalaciones o agrupaciones de las mismas con obligación de adscripción a un 
centro de control según el RD 413/2014, de 6 de junio, que cambien de centro de control 
al que se encuentren adscritas.
d)  Instalaciones adscritas a un centro de control que modifiquen los equipos 
principales de sus módulos de generación mediante la sustitución o modernización de los 
mismos, cuando dicha sustitución o modificación afecte a un porcentaje superior al 70% 
de la potencia instalada de la instalación. En el caso de agrupaciones, solo deberán 
realizar las pruebas de control de producción aquellas instalaciones que incluyan módulos 
de generación cuyos equipos principales hayan sido modificados. A estos efectos, se 
tendrá en cuenta el carácter acumulativo de las sustituciones o modernizaciones que 
tengan lugar a partir de la entrada en vigor del presente procedimiento de operación.
e)  Instalaciones adscritas a un centro de control que amplíen en más de un 20% su 
capacidad máxima. En el caso de agrupaciones, solo deberán realizar las pruebas de 
control de producción aquellas instalaciones que hayan modificado su capacidad máxima. 
A estos efectos, se tendrá en cuenta el carácter acumulativo de los incrementos de la  s
capacidad que tendrán lugar a partir de la entrada en vigor del presente procedimiento de  oe.
operación. w.
prodEusctcaiósn i nmsetadliaancitoen eel ss eyg uaimgriuepnatoc idoen ceosn sdiegbnearsá enm rietidaalizs apro rla esl  OpSru ae bnaivse ld dee  cinosntatrloalc idóne 
o agLrausp ascoiólicni,t ucdoensfo drme ere aa llioz aecsitóanb ldeec ideost aesn  perl uPeOb a8s. 2s.e realizarán conforme a lo indicado
en el anexo II de este procedimiento de operación.
Las pruebas de control de producción se efectuarán en la fecha acordada entre el 
Operador del Sistema y el centro de control al que se encuentre adscrita la instalación o 
agrupación 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.
A efectos de la realización de estas pruebas, todas las instalaciones de fuentes 
renovables, cogeneración y residuos que formen parte de la misma agrupación deberán 
pertenecer al mismo subgrupo del artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.
Las instalaciones y agrupaciones que hayan superado las pruebas de control de 
producción previamente a la aprobación de este procedimiento de operación no tendrán 
obligación de realizarlas de nuevo, a excepción de cumplir alguna de las condiciones 
previstas en los apartados c), d) y e) anteriores.
4.2  Pruebas de control de producción de instalaciones de generación renovable, 
cogeneración y residuos.
Las pruebas de control de producción consistirán en el envío de consignas por parte 
del OS hasta el centro de control al que se encuentre adscrita la instalación o agrupación 
solicitante, y en la comprobación por parte del OS del cumplimiento por parte de la 
instalación o agrupación de las consignas emitidas.
Antes de comenzar las pruebas, deberá comprobarse la integridad del enlace entre el 
centro de control del OS y el centro de control al que se encuentre adscrita la instalación o 
agrupación, así como la correcta transmisión de la información entre ambos centros de control.
El protocolo de pruebas de control de producción que deberán superar las instalaciones 
o agrupaciones de instalaciones que cumplan la condición a), b), d) o e) del apartado 4.1 
será el siguiente:
1.  Deberá determinarse el punto de funcionamiento de la instalación o agrupación en 
el momento inmediatamente anterior al comienzo de las pruebas.
2.  Sin previo aviso al centro de control al que esté adscrita la instalación o agrupación, 
el OS emitirá una consigna de potencia con motivo 61, a través del enlace ordenador-
ordenador establecido entre los centros de control, que deberá alcanzarse en un tiempo 
inferior a 15 minutos. El valor de dicha consigna será inferior a la potencia de producción 
de la instalación o agrupación determinada en el punto 1 y se mantendrá durante al 
menos 15 minutos, de manera que el OS pueda comprobar la capacidad de cumplimiento 
y mantenimiento de consignas de la instalación o agrupación.
3.  Tras esto, el OS emitirá una nueva consigna de valor inferior al anteriormente 
enviado, en la forma descrita en el punto 2.
4.  A continuación, el OS emitirá una nueva consigna de potencia 0 con motivo 02 para 
la instalación o agrupación, en la forma descrita en el punto 2. El OS mantendrá el valor de 
dicha consigna durante al menos 5 minutos, de manera que pueda comprobar que la 
instalación o agrupación no sigue la consigna, al tratarse de una consigna no válida.
5.  Finalmente, se liberarán las consignas a capacidad máxima de potencia, momento 
en el que se darán por finalizadas las pruebas.
Se considerará que la instalación o agrupación ha superado las pruebas de control de 
producción si cumple:
a)  La instalación o agrupación ha alcanzado los valores de consigna de potencia con 
motivo 61 emitidos por el OS en un tiempo inferior a 15 minutos.
b)  La instalación o agrupación ha mantenido la limitación de consigna de potencia  e.e
con motivo 61 durante el total del tiempo que dicha consigna ha estado activa. b
c)  Tras la emisión de la consigna de potencia 0 con motivo 02, la instalación o  964ww
aogrdruepnaacdioórn-o hrad ecnuamdpolrid dou craonnt ela e úl lttiiemmap coo nesni gqnuae  vlaá lcidoan seimgnitaid dae p poor teel nOcSia  a0  tcraovné ms odteivl oe n0l2a hcea 
estado activa.
12   APuruseebnacsia. de limitación.
El protocolo de pruebas de control de producción que deberán superar las instalaciones 
y agrupaciones de instalaciones que cumplan la condición c) del apartado 4.1 será el 
siguiente:
1.  Deberá determinarse el punto de funcionamiento de la instalación o agrupación en 
el momento inmediatamente anterior al comienzo de las pruebas.
2.  Sin previo aviso al centro de control al que esté adscrita la instalación o agrupación, 
el OS emitirá una consigna de potencia con motivo 61, a través del enlace ordenador-
ordenador establecido entre los centros de control. El valor de dicha consigna será superior 
a la potencia de producción de la instalación o agrupación determinada en el punto 1.
3.  En un tiempo inferior a 15 minutos desde la emisión de la consigna por parte del 
OS, el centro de control al que esté adscrita la instalación o agrupación deberá establecer 
contacto telefónico con el OS para informar de la recepción de la consigna indicando el 
valor recibido. El OS verificará que el valor indicado es el correcto.
4.  Sin previo aviso al centro de control al que esté adscrita la instalación o agrupación 
y dentro de los 30 minutos siguientes, el OS emitirá una consigna de potencia con 
motivo 61, a través del enlace ordenador-ordenador establecido entre los centros de 
control. El valor de dicha consigna será superior al primer valor de consigna enviado.
5.  En un tiempo inferior a 15 minutos desde la emisión de la consigna por parte del 
OS, el centro de control al que esté adscrita la instalación o agrupación deberá establecer 
contacto telefónico con el OS para informar de la recepción de la consigna indicando el 
valor recibido. El OS verificará que el valor indicado es el correcto.
6.  Se liberarán las consignas a capacidad máxima de potencia, momento en el que 
se darán por finalizadas las pruebas.
Se considerará que la instalación o agrupación ha superado las pruebas de control de 
producción si cumple:
a)  El centro de control al que está adscrita la instalación o agrupación que realiza las 
pruebas contacta telefónicamente con el OS en un tiempo inferior a 15 minutos desde que 
el OS emite de la consigna, y
b)  El valor de consigna que dicho centro de control transmite al OS es el mismo que 
el enviado por el OS a través del enlace ordenador-ordenador.
5.  Pruebas para la participación activa en el servicio de regulación secundaria.
5.1  Consideraciones generales.
Podrá solicitar la realización de estas pruebas una unidad física de generación, una 
unidad física de demanda, una unidad física de almacenamiento o un conjunto de unidades 
que corresponda a uno de los tipos anteriores que cumpla los requisitos previos para la 
realización de las pruebas, recogidas en el apartado 5.2.2). En este sentido, toda referencia 
a «unidad física» en este apartado 5 deberá ser entendida también como «conjunto de 
unidades físicas» que cumpla las condiciones de realización de pruebas de manera 
conjunta definidas en el apartado 5.2.2).
Las solicitudes de realización de estas pruebas se realizarán conforme a lo indicado 
en el anexo II de este procedimiento de operación.
Se consideran unidades físicas de tecnología térmica aquellas que aprovechan la 
energía térmica de un fluido para generar electricidad. En particular, en el caso de 
instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables,  e
cogeneración y residuos, se consideran unidades de tecnología térmica aquéllas  bo
clasificadas dentro de los grupos a y c y grupos b.6, b.7 y b.8 y aquéllas del grupo b.3 del  964ww
aernt ílcau flora 2s ed ealn Rteeriaolr .Decreto 413/2014, de 6 de junio, que cumplan la definición establecida
12   APuruseebnacsia. de limitación.
Las pruebas para la participación activa en el servicio de regulación secundaria se 
efectuarán en la fecha acordada entre el OS y la zona de regulación en la que se encuentre 
adscrita la unidad física, 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.
La realización de las pruebas deberá gestionarse siempre evitando la participación en 
el periodo de realización de pruebas en el mercado de banda de regulación secundaria, a 
menos que la zona de regulación disponga de un sistema secundario que, sobre el mismo 
AGC y parámetros de control, permita hacer la prueba sin afectar a la regulación. Durante 
el proceso de realización de las pruebas, cada GRD de conexión de reservas y cada GRD 
intermedio, en cooperación con el OS, podrá establecer límites a la provisión de reservas 
de potencia activa situadas en su red de distribución, o excluir dicha provisión, sobre la 
base de consideraciones técnicas, tales como la distribución geográfica de las unidades 
físicas, en cumplimiento del artículo 182 del Reglamento (UE) 2017/1485.
El OS utilizará las telemedidas en tiempo real de las entregas o tomas de energía, 
según corresponda, de la unidad física para verificar la correcta realización de las pruebas 
y validar los valores obtenidos. Hasta que se adapte el procedimiento de operación por el 
que se define el intercambio de información con el Operador del Sistema (PO 9 o aquellos 
que lo sustituyan) a lo dispuesto en las propuestas de implementación nacional de los 
artículos 40.5 y 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto 
de 2017, y a la normativa pendiente de desarrollo por la que se establezcan los requisitos 
de intercambio de información de las instalaciones de almacenamiento con el OS, el OS 
podrá realizar las verificaciones que estime conveniente y estén a su alcance para 
asegurar que las telemedidas de las instalaciones de demanda y almacenamiento 
corresponden con el perfil de las producciones o consumos realmente realizados.
Cada unidad física podrá repetir las pruebas para la participación en el servicio de 
regulación secundaria un máximo de 3 veces por año. A efectos de lo anterior, si la 
realización de las pruebas resulta errónea y el OS solicita la repetición de las mismas, 
dicha repetición no será contabilizada hasta alcanzar un máximo de 3 realizaciones 
erróneas en la misma prueba. Sin perjuicio de lo anterior, si el sujeto expusiera de manera 
justificada la necesidad de realizar pruebas adicionales, el operador del sistema podrá 
autorizarlas si así lo permiten las circunstancias.
En el caso de las unidades físicas clasificadas dentro del grupo a. del artículo 2 del 
Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, la provisión del servicio de regulación secundaria se 
deberá realizar mediante la variación de la generación neta de la instalación, para alcanzar 
el nuevo valor de potencia solicitado durante las pruebas, criterio que será aplicado de la 
misma forma tras la habilitación de la unidad física como proveedora de dicho servicio.
A efectos de este procedimiento, se considerará como potencia máxima de la unidad 
física que solicite realizar las pruebas:
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de producción incluidas 
dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del Artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 
de junio, la considerada teniendo en cuenta el recurso de energía primaria disponible en 
las condiciones de realización de las pruebas. Esta potencia máxima será la potencia 
producible declarada al Operador del Sistema. Para el resto de unidades físicas asociadas 
a instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía 
renovables, cogeneración y residuos, la potencia máxima será el valor de potencia por el 
que se ha concedido el permiso de acceso y conexión a la red. s
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de demanda, la declarada  e.
al OS previa realización de las pruebas, que deberá ser coherente con el punto de  w.
funcionamiento de la instalación y con la potencia con la que el sujeto titular desee  964ww
habi–li taErnse e pl acraas loa  dpere ustnaicdiaódne dse fl ísseicravsic iaos.ociadas a instalaciones de almacenamiento la
capacidad máxima de potencia activa que se defina en la normativa pendiente de desarrollo.
En todo caso, la potencia máxima de la unidad física que solicite realizar las pruebas 
no podrá ser superior a la suma de las capacidades máximas de las instalaciones que 
formen parte de dicha unidad física.
A efectos de este procedimiento, se considerará como potencia mínima de la unidad 
física que solicite realizar las pruebas:
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de producción de 
tecnología térmica, el valor de mínimo técnico declarado al Operador del Sistema en virtud 
de lo establecido en la normativa vigente.
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de demanda, la declarada al 
OS previa realización de las pruebas, que deberá ser coherente con el punto de 
funcionamiento de la instalación y con la potencia con la que el sujeto titular desee habilitarse.
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de almacenamiento y a 
instalaciones no incluidas en puntos anteriores, se considerará la potencia mínima que se 
defina en la normativa o, en su defecto, un valor de cero.
Cuando las pruebas las realice un conjunto de unidades físicas, se entenderá como 
potencia máxima la suma de las potencias máximas de cada una de las unidades físicas 
que conforman el conjunto. Del mismo modo, se entenderá como potencia mínima la suma 
de las potencias mínimas de cada una de las unidades físicas que conforman el conjunto.
5.2  Requisitos previos a la realización de las pruebas para la participación en el 
servicio de regulación secundaria.
Con carácter previo a la realización de las pruebas para la participación en el servicio 
de regulación secundaria, el OS verificará que:
– La unidad física cumple con los requisitos recogidos en el Artículo 9 de la Resolución 
de 11 de diciembre de 2019, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, 
por la que se aprueban las condiciones relativas al balance para los proveedores de 
servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance en el sistema 
eléctrico peninsular español.
– En el caso de unidades físicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la 
unidad física cumple con los requisitos de estructuración de unidades físicas establecidos 
en el anexo II del PO 3.1.
– En el caso de unidades físicas constituidas por instalaciones renovables, de 
cogeneración o residuos, dichas instalaciones han superado las pruebas de control de 
producción recogidas en el apartado 4 del presente procedimiento.
Además de lo anterior y con carácter previo a la aceptación de la solicitud para la 
realización de pruebas, es condición necesaria que el Operador del Sistema verifique que 
se cumplen los siguientes requisitos:
1.  Requisitos que la zona en conjunto deberá verificar:
– Cumplimiento de los requisitos técnicos y funcionales del sistema de control del 
despacho de generación tal y como se describe en el anexo I de este documento, 
«Documento de Requerimientos de Centros de Control».
– Cumplimiento de los requisitos relativos a las zonas de regulación, establecidos en 
el Artículo 7 de la Resolución de 11 de diciembre de 2019, de la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia, por la que se aprueban las condiciones relativas al balance  es
para los proveedores de servicios de balance. o
vreeilg cseibe–nir dtveCoic:su ioe,m  cncpo ollmiamm oapi esclenetmut oiane lddindietcaa adrlo i,oes  nl ad ree erl q erPuesrigposuuictleoeassdct iiamóté nidce nesnei tcolcao ud snze odd Oanera pica eod,r neadtc errioóbelneg e  u7asl.ajt2uac,sb ióptlaenorcr s aieed  lol aoqs su la eer n eds qeelau  ru eennrgoi mlsramimisetaneettnmiovtaaas     2020-16964n https://www.
lineal de constante de tiempo 100s, sin retardos, que se toma como patrón.
2.  Las unidades físicas que soliciten la realización de pruebas de manera conjunta 
deberán cumplir las siguientes condiciones:
– El conjunto de unidades físicas está adscrito al mismo centro de control de 
generación y demanda y pertenece a la misma unidad de programación.
– La suma en valor absoluto de la capacidad máxima de potencia activa del conjunto 
de unidades físicas que realizan las pruebas de manera conjunta es superior a 1 MW y no 
superior a 1.000 MW.
3.  Se deberá acreditar la recepción en los centros de control del OS de las 
telemedidas en tiempo real de la potencia neta de las unidades físicas que se incluyen en 
la zona, mediante los enlaces entre el OS y el despacho de generación y demanda de la 
zona de regulación. La captación de señales de las unidades físicas y su envío al centro 
de control de generación y demanda de la zona de regulación se hará por medios propios.
4.  En el caso de unidades físicas cuya propiedad no coincida con la de la empresa 
titular de la zona de regulación, el sujeto titular de la unidad física, o su correspondiente 
representante, deberá adjuntar a la solicitud la conformidad expresa del titular de la zona 
de regulación para la inclusión de dicha unidad física en la zona de regulación.
5.3  Pruebas para la participación activa en el servicio de regulación secundaria.
La prueba tiene por objeto comprobar que una zona de regulación es capaz de 
intercambiar las señales requeridas tanto con el sistema maestro de la regulación como 
con el de respaldo, así como responder a sus requerimientos de regulación, incluyendo 
bajo control de su AGC a las unidades físicas cuya habilitación se solicita.
La prueba afectará directamente a la zona de regulación implicada. Para el análisis de 
la prueba se registrarán, los valores correspondientes a cada muestra de las señales 
siguientes:
– PGCi: potencia de generación o consumo en control de la zona.
– PGCSUPi y PGCINFi: límites reales superior e inferior respectivamente de potencia 
de las unidades bajo control del AGC. Se entiende por límites reales la suma de los que 
determinan la banda disponible de regulación de las unidades físicas en control tal y como 
se especifican en cada momento en el AGC de la zona, teniendo en cuenta aspectos tales 
como la cota de los embalses, averías, limitaciones etc.
– ACEi: error de control de área.
– CRRi: requerimiento de la regulación secundaria.
– NIDi: desvío neto de generación o consumo de la zona.
– NSIi: programa de generación o consumo de la zona.
– Estado de regulación de la zona (ON/OFF).
– Estado de control de la zona.
– Generación o consumo individual de las unidades físicas en control.
– Instantes de entrada y salida de unidades físicas en control.
– Desvío de frecuencia respecto a 50Hz.
– Cualquier otra señal que se considere conveniente.
En los casos en que el Operador del Sistema considere oportuno y, para evitar que 
otras señales distorsionen la señal del requerimiento de regulación (CRR), en el AGC de 
i
la zona se tomarán las siguientes medidas:
– Hacer nulo el factor de participación de la zona en pruebas en la corrección del  o
dcoersrv–eí soHp doaenc defriree nncuuteelo na cel idnae  e(sBlv ieí)o.rr ionrt edren oc odnet rloal  zdoen aá.rea de la zona en pruebas (ACEi) el término  2020-16964n https://www.
a seLr:a A eCxEpr e=s CióRn Rge.neral del error de control de área de la zona durante la prueba pasará  BOE-A-cable e
i i
De esta forma, la señal de control recibida por las unidades en control será emitida 
totalmente por la RCP permitiendo, en el caso particular de prueba de habilitación de 
unidades para funcionamiento bajo control del AGC, generar tanto requerimiento nulo para 
estabilizar dichas unidades como un requerimiento predeterminado, por ejemplo, de 
escalón puro, para evaluar su respuesta ante el mismo.
La prueba de regulación secundaria se desarrollará de la siguiente forma:
1.  En primer lugar, se comprobará el correcto intercambio de todas las señales de 
regulación entre el AGC de la zona y tanto el sistema principal como el de respaldo de la 
regulación (RCP).
2.  Una vez finalizada la comprobación, la zona en pruebas pasará a responder a las 
señales de control enviadas desde el sistema de respaldo. De esta forma, en el sistema 
principal seguirá funcionando la regulación secundaria sin la participación de las unidades 
en pruebas.
3.  A continuación, se comprobará la respuesta de las unidades físicas en control de 
la zona tanto a subir como a bajar potencia ante un requerimiento. Para ello, se enviará a 
la zona un CRR (se determinará en función de las unidades bajo control del AGC y será de 
valor suficiente para conseguir que dichas unidades alcancen los límites declarados de 
potencia en regulación) y se registrará su respuesta hasta que la potencia en control 
alcance su límite en el sentido del requerimiento.
4.  Si en algún caso se estima necesario, se estabilizará la potencia en control en la 
zona mediante el envío de un CRR nulo.
Una vez finalizada la prueba, tanto en el sistema de regulación del Operador del 
Sistema como en el AGC de la zona se restablecerá el estado de señales previo a la 
misma.
Con los datos registrados durante la prueba, se analizará la calidad de respuesta de 
las unidades bajo control del AGC y el OS redactará un informe en el que expondrá los 
resultados e incidencias que se hubieren observado durante la prueba.
En particular, dicho informe recogerá el cumplimiento de las siguientes condiciones y 
parámetros resultantes:
– Límites inferior y superior de potencia en control entre los cuales la unidad física o 
conjunto de unidades físicas, en el caso de realizar la prueba de manera conjunta, son 
capaces de responder al requerimiento enviado.
– Banda de regulación habilitada, calculada a partir de la constante de tiempo exigida 
para la prestación del servicio (100s). Se obtendrá considerando la capacidad de la unidad 
física o conjunto de unidades físicas para recorrer el 95% de la banda de regulación en un 
tiempo inferior a tres constantes de tiempo (300s).
– Retardos de respuesta observados, siendo estos el tiempo trascurrido desde la 
modificación de la señal de requerimiento hasta la recepción del valor de PGC que 
responda a dicho requerimiento. Los retardos observados no han de ser superiores a un 
minuto.
5.4  Condiciones de repetición de pruebas de unidades físicas pertenecientes a 
unidades de programación previamente habilitadas.
Las condiciones de repetición de pruebas detalladas en el presente apartado serán de 
aplicación a todas las unidades físicas habilitadas para la prestación del servicio de 
regulación secundaria, sin perjuicio de si superaron las pruebas para la participación en  e.
estos servicios previamente o posteriormente a la aprobación del presente procedimiento  w.b
de operación. 964ww
las pCruuaelbqausie er smtaobdleificciadcaisó np adrea  vlaa rpiaabrlteicsi pdaec cióonn terno l eqsutee  asfeercvtiecino ,a d loesb evraálo sreers  croemgisutnraicdaodsa e anl 
OseS e, nac luae mntaryao ar dbsrcervitead laad u pnoidsaibdle f,í spicoar  ealf ecectnatdroa .de control de generación y demanda al que
Las unidades físicas o unidades de programación previamente habilitadas para 
participar en el servicio de regulación secundaria deberán repetir las pruebas para la 
participación en dicho servicio en los siguientes casos:
– Por modificaciones de los requisitos técnicos o de disponibilidad, o de los equipos, 
de una unidad física habilitada, si estos suponen una variación en la respuesta incompatible 
con los tiempos de activación del servicio de regulación secundaria. En este caso, solo la 
unidad física afectada deberá repetir las pruebas si se considera necesario.
– Por variaciones de la potencia activa habilitada de la unidad de programación, 
incluyendo la inclusión o exclusión de unidades físicas de la misma si:
  o   
𝑃𝑃𝑛𝑛𝑛𝑛
   Donde:   𝑃𝑃𝑈𝑈𝑈𝑈  ≥ 0,1 𝑃𝑃𝑛𝑛𝑛𝑛 ≥ 30MW
 
: Potencia activa habilitada de la unidad de programación correspondiente a 
aquellas unidades físicas habilitadas que no han superado las pruebas para la participación 
    en e𝑃𝑃l 𝑛𝑛s𝑛𝑛ervicio de regulación secundaria.
:  Potencia activa habilitada de la unidad de programación para la participación en 
el servicio de regulación secundaria, correspondiente a todas las unidades físicas 
    habi𝑃𝑃li𝑈𝑈ta𝑈𝑈das que la conforman. Se cumple que:  = .   +   
 
: Potencia activa habilitada de la unidad de programación correspondiente a aquellas 
            𝑃𝑃𝑈𝑈𝑈𝑈 𝑃𝑃𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑃𝑃𝑝𝑝
unidades físicas habilitadas que han superado las pruebas para la participación en el 
    𝑃𝑃𝑝𝑝
servicio de regulación secundaria.
En caso de inclusión de una nueva unidad física que desee habilitarse para la 
prestación del servicio dentro de la unidad de programación ya habilitada, solo se 
considerará que ha superado las pruebas para la participación en el servicio de regulación 
secundaria si lo ha hecho de manera individual o si todas las unidades físicas que 
superaron las pruebas de forma conjunta se incluyen en la misma unidad de programación.
En caso de exclusión de la unidad de programación de unidades físicas habilitadas 
para la prestación del servicio que formen parte de un conjunto que ha superado las 
pruebas para la participación en el servicio de regulación secundaria de manera conjunta, 
se considerará que todas las unidades físicas que componen el conjunto no han superado 
las pruebas si dicha exclusión modifica la composición del mismo.
Conforme a lo anterior, cualquier modificación en la composición de un conjunto de 
unidades físicas habilitadas que ha superado las pruebas para la participación en el 
servicio de regulación secundaria de manera conjunta implicará que todas las unidades 
físicas que lo componen no han superado las pruebas. En cualquier caso, el OS valorará 
la significatividad que la modificación del conjunto tiene sobre la unidad de programación 
para aplicar lo anterior, pudiendo aplicar excepciones en el caso de variaciones de potencia 
habilitada reducidas.
En el caso de unidades físicas que hayan superado las pruebas para la participación 
en el servicio de regulación secundaria, el cambio de comercializadora no afectará a la 
valoración de dicha unidad física como apta para la prestación del servicio. En cualquier 
caso, será requerida la repetición de pruebas si el sujeto comunica al OS la necesidad de 
modificar la potencia habilitada de las unidades afectadas y el cálculo del ratio derivado de 
dicha modificación hace necesaria la repetición de pruebas, o si de alguna forma se ven  s
afectados los parámetros previamente habilitados para la unidad. e.
De ser necesaria la realización de pruebas para la participación en el servicio de  w.
regulación secundaria, esta se llevará a cabo hasta cumplir    = 0 MW, de manera que  964ww
nporu eexbiassta. en la  unidad de programación ningun a unidad físic𝑃𝑃a𝑛𝑛 𝑛𝑛que no haya superado las
manEelr as uinjedtiov itdituualal ra  ola s uun cidoarrde sfípsoicnad nieon htea breiliptaredsae mnteadnitaen pteo dprráune bealesg oir  dhea fcoerrm laa  cporunejubnat ad ea   BOE-A-cable e
toda la unidad de programación.
6.  Pruebas para la participación activa en el servicio de regulación terciaria y en el 
proceso de activación de energías de balance procedentes de reservas de sustitución RR.
6.1  Consideraciones generales.
Podrá solicitar la realización de estas pruebas una unidad física de generación, una 
unidad física de demanda, una unidad física de almacenamiento o un conjunto de unidades 
que corresponda a uno de los tipos anteriores que cumpla los requisitos previos para la 
realización de las pruebas, recogidos en el apartado 6.2. Conforme a lo anterior, toda 
referencia a «unidad física» deberá ser entendida también como «conjunto de unidades 
físicas» que cumpla las condiciones de realización de pruebas de manera conjunta, 
definidas en el apartado 6.2.
Se consideran unidades físicas de tecnología térmica aquellas que aprovechan la 
energía térmica de un fluido para generar electricidad. En particular, en el caso de 
instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, 
cogeneración y residuos, se consideran unidades de tecnología térmica aquéllas 
clasificadas dentro de los grupos a y c y grupos b.6, b.7 y b.8 y aquéllas del grupo b.3 del 
artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio que cumplan la definición establecida 
en la frase anterior.
Las pruebas para la participación de las instalaciones en el servicio de regulación 
terciaria y en el proceso de activación de energías de balance RR se realizarán 
conjuntamente, determinándose para cada unidad física el valor máximo de provisión de 
cada servicio en cada sentido (a subir y a bajar), teniendo en cuenta para ello la capacidad 
de variación de las entregas o tomas de energía de la unidad física registrada durante las 
pruebas. Las potencias habilitadas a subir y a bajar de la unidad física podrán ser 
diferentes.
Las pruebas se efectuarán en la fecha acordada entre el OS y el centro a control al que 
se encuentre adscrita la unidad física, 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. Durante el 
proceso de realización de las pruebas, cada GRD de conexión de reservas y cada GRD 
intermedio, en cooperación con el OS, podrá establecer límites a la provisión de reservas 
de potencia activa situadas en su red de distribución, o excluir dicha provisión, sobre la 
base de consideraciones técnicas, tales como la distribución geográfica de las unidades 
físicas, en cumplimiento del artículo 182 del Reglamento (UE) 2017/1485.
La ejecución de las pruebas deberá gestionarse siempre que sea posible mediante 
participación en los distintos mercados organizados y/o a través de contratación bilateral 
con entrega física. En caso de que esto no sea posible por causas ajenas al propio sujeto 
titular o a su representante, la energía necesaria para la realización de las pruebas de 
habilitación será programada en concepto de desvío respecto a programa.
El OS utilizará las telemedidas en tiempo real de las entregas o tomas de energía, 
según corresponda, de la unidad física para verificar la correcta realización de las pruebas 
y validar los valores obtenidos. Hasta que se adapte el procedimiento de operación por el 
que se define el intercambio de información con el Operador del Sistema (PO 9) a lo 
dispuesto en las propuestas de implementación nacional de los artículos 40.5 y 40.6 del 
Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, y a la normativa 
pendiente de desarrollo por la que se establezcan los requisitos de intercambio de 
información de las instalaciones de almacenamiento con el OS, el OS podrá realizar las 
verificaciones que estime conveniente y estén a su alcance para asegurar que las  e.e
telemedidas de las instalaciones de demanda y almacenamiento corresponden con el  w.b
perfil de las producciones o consumos realmente realizados. 964ww
reguClaacdióan u tneirdcaiadr iafí syic ean  peol dprráo creespoe tdire l aasc tipvrauceióbna sd ep aernae lrag ípaas rdtiec ipbaaclaiónnc ee unn e ml sáexrimvioci od ed 3e 
vOeSc esso pliocirt aa ñloa.  rAe pefeetcictoiósn d dee lo l aasn tmeriisomr, assi l,a d riecahlaiz arecipóent idceió lna sn por useebráa sc roenstualbtail iezrardónae haa ys teal 
alcanzar un máximo de 3 realizaciones erróneas en la misma prueba. Sin perjuicio de lo
anterior, si el sujeto expusiera de manera justificada la necesidad de realizar pruebas 
adicionales, el operador del sistema podrá autorizarlas si así lo permiten las circunstancias.
En el caso de las unidades físicas clasificadas dentro del grupo a. del artículo 2 del 
Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, la provisión de los servicios de regulación terciaria 
y de reservas de sustitución se deberá realizar mediante la variación de la generación neta 
de la instalación, para alcanzar el nuevo valor de potencia solicitado durante las pruebas, 
criterio que será aplicado de la misma forma tras la habilitación de la unidad física como 
proveedora de dichos servicios.
A efectos de este procedimiento, se considerará como potencia máxima de la unidad 
física que solicite realizar las pruebas:
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de producción incluidas 
dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 
de junio, la considerada teniendo en cuenta el recurso de energía primaria disponible en 
las condiciones de realización de la prueba. Esta potencia máxima será la potencia 
máxima producible declarada al OS. Para el resto de unidades físicas asociadas a 
instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, 
cogeneración y residuos, el valor de capacidad máxima por el que se ha concedido el 
permiso de acceso y conexión a la red.
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de demanda, la declarada 
al OS previa realización de las pruebas, que deberá ser coherente con el punto de 
funcionamiento de la instalación y con la potencia con la que el sujeto titular desee 
habilitarse para la prestación del servicio.
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de almacenamiento la 
capacidad máxima de potencia activa será la que se defina en la normativa pendiente de 
desarrollo.
En todo caso, la potencia máxima de la unidad física que solicite realizar las pruebas 
no podrá ser superior a la suma de las capacidades máximas de las instalaciones que 
formen parte de dicha unidad física.
A efectos de este procedimiento, se considerará como potencia mínima de la unidad 
física que solicite realizar las pruebas:
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de producción de 
tecnología térmica, el valor de mínimo técnico declarado al Operador del Sistema en virtud 
de lo establecido en la normativa vigente.
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de demanda, la declarada 
al OS previa realización de las pruebas, que deberá ser coherente con el punto de 
funcionamiento de la instalación y con la potencia con la que el sujeto titular desee 
habilitarse.
– En el caso de unidades físicas asociadas a instalaciones de almacenamiento y de 
instalaciones no incluidas en puntos anteriores, se considerará una potencia mínima de 
valor cero.
Cuando las pruebas las realice un conjunto de unidades físicas, se entenderá como 
potencia máxima la suma de las potencias máximas de cada una de las unidades físicas 
que conforman el conjunto. Del mismo modo, se entenderá como potencia mínima la suma 
de las potencias mínimas de cada una de las unidades físicas que conforman el conjunto.
6.2  Requisitos previos a la realización de las pruebas para la participación en los  e.
servicios de regulación terciaria y provisión de reservas de sustitución (RR). w.b
de rCegounl accairóánc tteerr cpiraerviaio y a p lrao rveisailóizna dcieó nre dsee rlvaas sp druee sbuasst iptuacraió lna,  peal rOticSip vaecriiófinc aerná  lqouse s:ervicios
– La unidad física cumple con los requisitos recogidos en el Artículo 9 de la Resolución
de 11 de diciembre de 2019, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia,
por la que se aprueban las condiciones relativas al balance para los proveedores de 
servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance en el sistema 
eléctrico peninsular español.
– En el caso de unidades físicas constituidas por un conjunto de instalaciones, la 
unidad física cumple con los requisitos de estructuración de unidades físicas establecidos 
en el anexo II del PO 3.1.
– En el caso de unidades físicas constituidas por instalaciones renovables, de 
cogeneración o residuos, dichas instalaciones han superado las pruebas de control de 
producción recogidas en el apartado 4 del presente procedimiento.
Si la unidad física cumple dichos requisitos, podrá proceder a la realización de las 
pruebas, bajo las siguientes condiciones:
1.  En el caso de unidades físicas de capacidad máxima de potencia activa superior 
a 1 MW, las pruebas para la participación en los servicios de regulación terciaria y provisión 
de reservas de sustitución podrán realizarse de manera individual o de manera conjunta, 
con otras unidades físicas.
2.  En el caso de unidades físicas de capacidad máxima de potencia activa inferior o 
igual a 1 MW, las pruebas para la participación en los servicios de regulación terciaria y 
provisión de reservas de sustitución deberán realizarse de manera conjunta con otras 
unidades físicas.
Las unidades físicas que soliciten realizar las pruebas de manera conjunta deberán 
cumplir los siguientes requisitos:
– El conjunto de unidades físicas deberá estar adscrito al mismo centro de control de 
generación y demanda y pertenecer a la misma unidad de programación.
– La suma en valor absoluto de la capacidad máxima de potencia activa del conjunto 
de unidades físicas que realizan las pruebas de manera conjunta deberá ser superior 
a 1 MW y no superior a 1.000 MW.
6.3  Pruebas para la participación activa en los servicios de regulación terciaria y de 
provisión de reservas de sustitución.
El sujeto titular de la unidad física, o su correspondiente representante, deberá declarar 
un perfil de generación o demanda, según corresponda, tal y como se define a 
continuación:
– Unidades físicas de generación y unidades físicas de almacenamiento incluidas en 
una unidad de programación de generación: el perfil generador de estas unidades físicas 
será como el que se refleja en la figura (opción 1 u opción 2), con valores iguales o 
inferiores a la potencia máxima de la unidad física e iguales o superiores al valor de 
potencia mínima de la misma, definidos en el apartado 6.1.
– Unidades físicas de demanda y unidades físicas de almacenamiento pertenecientes 
a una unidad de programación de demanda: el perfil de demanda de estas unidades 
físicas será como el reflejado en la figura (opción 1 u opción 2), con valores iguales o 
inferiores a la potencia máxima de la unidad física e iguales o superiores al valor de 
potencia mínima de la unidad física, todos ellos en valor absoluto, definidos en el 
apartado 6.1.
El centro de control de generación y demanda al que esté adscrita la unidad física  e.
deberá comunicar con suficiente antelación al OS los períodos de programación en los que  w.
la unidad física ha establecido un programa de entrega o toma de energía, según  964ww
cvoarloreressp odned dai,c heosps epcríofigcraammeanst ey  deel stitpinoa yd oo pac ilóan r edael ipzearcfiiól enl edgei deos.tas pruebas, así como los
Se detalla a continuación el proceso correspondiente a la opción 1 de la figura:
1.  Comenzando en un punto de funcionamiento igual o inferior a la potencia máxima 
de la unidad física e igual o superior a su potencia mínima, la unidad física incrementará 
su generación o consumo lo más rápido posible hasta alcanzar el valor de potencia 
máxima. Una vez alcanzado dicho valor, la unidad física deberá mantenerse durante al 
menos 15 minutos a potencia máxima.
En el caso de conjuntos de unidades físicas de instalaciones de producción incluidas 
dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del Artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 
de junio, la potencia máxima deberá ser coherente con la telemedida enviada para el 
correspondiente conjunto de unidades físicas, y no deberá ser en ningún caso inferior 
al 25% de la suma de la capacidad máxima de potencia del conjunto de unidades físicas 
que hayan solicitado la realización de las pruebas de manera conjunta.
2.  A continuación, se realizará una bajada de carga en la que la unidad física reducirá 
su generación o consumo lo más rápidamente posible hasta alcanzar el valor de potencia 
mínima. Una vez alcanzado dicho valor, la unidad física deberá mantenerse en este punto 
durante al menos 15 minutos.
3.  Posteriormente, se realizará una subida de generación o consumo hasta alcanzar 
nuevamente la potencia máxima, momento en el que se dará por finalizada la prueba.
|P |  t ≥ 15 min  t ≥ 15 min 
máx
a
d
mi
u
n
o Punto inicial de funcionamiento 
c
a / 
d
a
r
n
g
P 
|P | 
mín
t ≥ 15 min t ≥ 15 min
   
Tiempo
Opción 1 Opción 2
El proceso de prueba de rampas de respuesta correspondiente al perfil de la opción 2 
mostrada en la figura será semejante al descrito para la opción 1, modificando el orden de 
programación de la subida y bajada de potencia. En caso de que la unidad física elija un 
perfil de opción 2 para la realización de la prueba de rampas, ésta comenzará con la 
programación de bajada hasta potencia mínima, continuando con la programación de 
subida hasta potencia máxima. El proceso finalizará al alcanzar de nuevo el valor de 
potencia mínima desde potencia máxima.
Las unidades físicas que deseen registrar un valor nulo de potencia a subir o a bajar 
deberán comunicárselo al OS antes del inicio de las pruebas.
Con los resultados de estas pruebas y mediante las telemedidas enviadas al OS por el  es
centro de control de generación y demanda al que esté adscrita la unidad física, se  o
ddeenett ermerm osduini fapicroáatnec inlóocnsia  vd mael oísnruiem sp adu eyn  trsoau m dppeoa tfseu ndnceci iaroe nmsapámuxeiimesntaat,o  dd, eee flnian  iuldana ifdsr aaednn jf aíes ldi caeap  aparnotttaeed nlooc si6a r. 1ec.qoumeprimreinednitdoas   2020-16964n https://www.
Los valores obtenidos, en base a las pruebas realizadas, se incorporarán a la base de 
datos del OS, y serán:
– Los rangos de potencia a subir y a bajar, desde potencia mínima hasta la potencia 
máxima de la unidad física, para su participación como proveedora en el servicio de 
regulación terciaria. Dichos rangos se obtendrán a partir del valor de variación de potencia 
en 15 minutos de rampa de subida y el valor de variación de potencia en 15 minutos de 
rampa de bajada, registrados durante la prueba. Dichos rangos podrán ser diferentes e 
incluso nulos.
– Los rangos de potencia a subir y a bajar, desde potencia mínima hasta la potencia 
máxima de la unidad física, para su participación como proveedora en el servicio de 
provisión de reservas de sustitución. Dichos rangos se obtendrán a partir del valor de 
variación de potencia en 30 minutos de rampa de subida y el valor de variación de potencia 
en 30 minutos de rampa de bajada, registrados durante la prueba. Dichos rangos podrán 
ser diferentes e incluso nulos.
6.4  Condiciones de repetición de pruebas de unidades físicas pertenecientes a 
unidades de programación previamente habilitadas.
Las condiciones de repetición de pruebas detalladas en el presente apartado serán de 
aplicación a todas las unidades físicas habilitadas para la prestación de los servicios de 
regulación terciaria y provisión de reservas de sustitución, sin perjuicio de si superaron las 
pruebas para la participación en estos servicios previamente o posteriormente a la 
aprobación del presente procedimiento de operación.
Cualquier modificación de variables de control que afecten a los valores registrados en 
las pruebas establecidas para la participación en estos servicios deberá ser comunicada 
al OS a la mayor brevedad posible por el centro de control de generación y demanda al 
que se encuentre adscrita la unidad física afectada.
Las unidades físicas o unidades de programación previamente habilitadas para la 
prestación de los servicios de regulación terciaria y provisión de RR deberán repetir las 
pruebas para la participación en dichos servicios en los siguientes casos:
– Por modificaciones de los requisitos técnicos o de disponibilidad, o de los equipos, 
de una unidad física habilitada, si estos suponen una variación en la respuesta de rampa 
incompatible con los tiempos de activación del servicio de regulación terciaria o del 
proceso europeo de activación e intercambio de energías de balance del producto RR. En 
este caso, solo la unidad física afectada deberá repetir las pruebas si se considera 
necesario.
– Por variaciones de potencia activa habilitada de la unidad de programación, 
incluyendo la inclusión o exclusión de unidades físicas en la misma cuando cumplan:
  o   
𝑃𝑃𝑛𝑛𝑛𝑛
    ≥ 𝑥𝑥 𝑃𝑃𝑛𝑛𝑛𝑛 ≥ 30MW
  Donde:   𝑃𝑃𝑈𝑈𝑈𝑈
 
: Potencia activa habilitada de la unidad de programación correspondiente a 
aquellas unidades físicas habilitadas que no han superado las pruebas para la participación 
    en e𝑃𝑃l 𝑛𝑛s𝑛𝑛ervicio de regulación terciaria y en el proceso europeo de activación e intercambio 
de energías de balance del producto RR. es
:  Potencia activa habilitada de la unidad de programación para la participación en el  oe.
      sequenunreeidvr 𝑃𝑃𝑃𝑃ligaac𝑝𝑝𝑈𝑈ídi a: oc𝑈𝑈 esoP s dndo efeftoí e sbrrnmeiaccglaaaiuasnnl  ,aca hhcecaai ótdbyivneia la li nttp ae hrsdroaucadbipasu iel rciriqttaaaou dd yeRoa    Re hodn,a  nec noe o l lrsa lrapu esurps onppeciorrdeuanasedddoboie  a denlsaetu.e s rS op aeppr  to reocugoduera mabdsmape l lsa aea s cpqc iuaóutinrnve aiad :  cca𝑃𝑃loaid𝑈𝑈ór e𝑈𝑈nrpse   a= sefrí p st𝑃𝑃iioin𝑛𝑛ccni𝑛𝑛taped  sa+ri cehc 𝑃𝑃anaió𝑝𝑝mbt.n eibl  iteiaaon d l daaeessl     BOE-A-2020-16964cable en https://www.
servicio de regulación terciaria y en el proceso de europeo de activación e intercambio de 
energías de balance del producto RR.
El valor de   :
   
𝑥𝑥  
𝑃𝑃𝑥𝑥
  Donde    se calcula de la  siguiente fo𝑥𝑥rm𝑥a:𝑃𝑃𝑝𝑝
    𝑃𝑃𝑥𝑥
 
4
𝑃𝑃𝑥𝑥 = ∑𝑃𝑃𝑥𝑥𝑥𝑥
  – Para los primeros 10 M W,    =  𝑥𝑥𝑖𝑖 .
– Para los siguientes 10 MW (hasta 20 MW),    =   .
    – Para los sigu ientes 10  MW𝑃𝑃 (𝑥𝑥h𝑥asta𝑃𝑃 𝑝𝑝30· 0M,5W),    =   .
 – Para el re sto de casos,    =     𝑃𝑃𝑥𝑥𝑥.  (𝑃𝑃𝑝𝑝 −10)·0,3
        𝑃𝑃𝑥𝑥𝑥 (𝑃𝑃𝑝𝑝 −20)·0,2
    En caso de  inclusión de  𝑃𝑃u𝑥𝑥n𝑥a n(𝑃𝑃u𝑝𝑝ev−a 3u0n)id·a0d,0 5física que desee habilitarse para la 
prestación del servicio dentro de la unidad de programación ya habilitada, solo se 
considerará que ha superado las pruebas para la participación en el servicio de regulación 
terciaria y en el proceso de activación de energías de balance RR si lo ha hecho de 
manera individual o si todas las unidades físicas que pasaron las pruebas de forma 
conjunta se incluyen en la misma unidad de programación.
En caso de exclusión de la unidad de programación de unidades físicas habilitadas 
para la prestación del servicio que formen parte de un conjunto que ha superado las 
pruebas para la participación en el servicio de regulación terciaria y en el proceso de 
activación de energías de balance RR de manera conjunta, se considerará que todas las 
unidades físicas que componen el conjunto no han superado las pruebas si dicha exclusión 
modifica la composición del mismo.
Conforme a lo anterior, cualquier modificación en la composición de un conjunto de 
unidades físicas habilitadas que ha superado las pruebas para la participación en el 
servicio de regulación terciaria y en el proceso de activación de energías de balance RR 
de manera conjunta implicará que todas las unidades físicas que lo componen no han 
superado las pruebas. En cualquier caso, el OS valorará la significatividad que la 
modificación del conjunto tiene sobre la unidad de programación para aplicar lo anterior, 
pudiendo aplicar excepciones en el caso de variaciones de potencia habilitada reducidas.
Los ratios anteriores se aplicarán de manera independiente a la potencia habilitada a 
subir y la potencia habilitada a bajar de la unidad física y de la unidad de programación.
En el caso de unidades físicas que engloben una única instalación, los cambios de 
comercializadora y/o de centro de control no afectarán a la valoración de dicha unidad 
física como apta para prestar los servicios de regulación terciaria y provisión de RR. En el 
caso de unidades físicas formadas por un conjunto de instalaciones, los cambios de 
comercializadora y/o de centro de control solo requerirán la repetición de pruebas si el 
sujeto comunica al OS la necesidad de modificar la potencia habilitada de las unidades 
físicas afectadas y el cálculo del ratio derivado de dicha modificación hace necesaria la 
repetición de pruebas.
De ser necesaria la repetición de pruebas para la participación en los servicios de 
regulación terciaria y provisión de reservas de sustitución, ésta se llevará a cabo hasta  e.e
cumplir    = 0 MW, de manera que no exista en la unidad de programación ninguna  bo
unidad física habilitada que no haya superado las pruebas. 964ww
    aparLtaa droe𝑃𝑃 p𝑛𝑛6e𝑛𝑛.2ti.ción de las pruebas se realizará respetando los requisitos recogidos en el
7.  Funcionamiento  de  las  instalaciones  durante  el  periodo  de  pruebas 
preoperacionales.
7.1  Requisitos previos.
Las pruebas preoperacionales de funcionamiento de instalaciones que lleven asociada 
la conexión de instalaciones de producción a la red de transporte, o bien a la red de 
distribución cuando su capacidad máxima de potencia activa registrada es superior 
a 50 MW, y con independencia de que den lugar o no a entregas de energía al sistema 
eléctrico, deberán ser previamente autorizadas por el OS.
Como paso previo para la Aprobación de Puesta en Servicio para pruebas 
preoperacionales de funcionamiento (APESp), el OS verificará el cumplimiento de los 
siguientes requisitos:
1.  Acreditación de la toma de razón en el registro PRETOR de la inscripción previa 
en el RAIPEE.
2.  Alta de la correspondiente unidad de venta de energía.
3.  En el caso de instalaciones conectadas a la red de distribución:
a)  Cumplimiento de todos los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de 
puntos de medida del sistema eléctrico relativos a las características de la instalación de 
medida, verificación de los equipos de medida, alta en el concentrador principal y recepción 
de las medidas del correspondiente punto frontera en el Sistema de Medidas Eléctricas 
(SIMEL), de acuerdo a los procedimientos de operación vigentes, con detalle, en su caso, 
del código de la instalación de producción a efectos de liquidación (CIL).
b)  Disponibilidad en el sistema de control de energía del OS de las telemedidas en 
tiempo real de la instalación requeridas en los procedimientos de operación.
c)  Verificación de la integración de la instalación en un centro de control, habilitado 
por el OS, que actúe como interlocutor con el OS para la operación en tiempo real, según 
se establece en los procedimientos de operación.
d)  Disponibilidad en la base de datos del OS de toda la información estructural de la 
instalación requerida en esta fase previa a la operación comercial, con arreglo a lo 
dispuesto en los correspondientes procedimientos de operación.
e)  Certificación del distribuidor en cuya red evacue la instalación, del cumplimiento 
de los procedimientos de acceso y conexión a la red de distribución.
4.  En el caso de instalaciones conectadas a la red de transporte, cumplimiento de los 
procedimientos de acceso y conexión a la red de transporte establecidos en la normativa 
vigente, debiendo cumplir así, entre otros, los siguientes requisitos:
a)  Haber suscrito el contrato técnico de acceso con el transportista propietario del 
punto de conexión a la red de transporte, de acuerdo con la normativa vigente.
b)  Cumplimiento de todos los requerimientos establecidos en los anteriores 
apartados 2.a), 2.b), 2.c) y 2.d).
Estos requisitos se podrán ver modificados por el Real Decreto por el que se regulan 
aspectos necesarios para la implementación de los Códigos de Red europeos de conexión.
7.2  Fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento.
7.2.1  Comunicación al OS del plan de pruebas previsto por el grupo. e.e
Con independencia de que la instalación participe o no directamente en el mercado  964ww
pptcaaaamrrráatbicc igiétpeenars  nastiteloe dmn diasaertn rls iabmulu,se ia drenconatre,td rsceo ug daaaesns old acdo ieha l odaero nai ne adsr teglaa ílac aiin ecdsiruótraernal  adnecetsie ótmé nl a ecd orfecana sepdecro otda ddedui aacp rcraiouió  elnadb  edar eescd bap eddrraeeá o v dfpiaieescrtrniraliiebtcasuior c ynai óapl nlaOe,r sSac, o , eenyll     OE-A-2020-16able en https://
horizonte que abarca toda la semana siguiente (de sábado a viernes, inclusive), el
programa previsto para la ejecución de las pruebas preoperacionales de funcionamiento, 
en el que se detalle:
– Fecha y hora prevista de inicio de cada prueba.
– Información general sobre el tipo de pruebas que está previsto realizar.
– Programa de pruebas: energía prevista en cada periodo de programación.
– Fecha y hora prevista de finalización de cada prueba.
– Consecuencias que se derivarían de un posible requerimiento de modificación del 
programa de pruebas previsto, para la solución de restricciones técnicas, sobre el propio 
programa de pruebas y su incidencia en la fecha prevista de inicio de la operación 
comercial del grupo.
El participante del mercado asociado a la instalación de producción deberá comunicar 
al OS, a la mayor brevedad posible, todas aquellas modificaciones que afecten al plan 
semanal de pruebas previamente comunicado.
En particular, y con independencia de que haya gestionado o no sus programas de 
entrega de energía en el mercado diario, el participante del mercado asociado a la 
instalación de producción en fase de pruebas preoperacionales deberá facilitar al OS la 
información actualizada de las previsiones de entrega de energía a la red para el día D 
antes de la hora límite establecida para la publicación del PDBF.
Esta información deberá ser remitida conforme a los medios establecidos en el anexo II 
de este procedimiento de operación.
7.2.2  Comunicación de desvíos e indisponibilidades.
En los casos en los que los programas de entrega de energía sean gestionados 
directamente en el mercado de producción español, el participante del mercado asociado 
a la instalación deberá comunicar al OS, de forma inmediata, cualquier desvío de 
producción respecto al programa que represente o vaya a representar una variación 
superior a 30 MWh con respecto al valor del programa previsto con anterioridad para la 
unidad, debiendo explicitar además el participante del mercado asociado a la 
correspondiente unidad de venta de energía, la duración prevista para este desvío.
Todas las instalaciones de producción en fase de pruebas preoperacionales de 
funcionamiento, una vez que hayan finalizado satisfactoriamente las pruebas de 
funcionamiento continuo a plena carga durante 100 horas, deberán comunicar al OS todas 
aquellas indisponibilidades de potencia activa y/o de potencia reactiva que afecten o 
puedan afectar a su capacidad de generación.
7.2.3  Participación de las instalaciones de producción durante la fase de pruebas 
preoperacionales de funcionamiento en los procesos de operación del sistema.
7.2.3.1  Proceso de solución de restricciones técnicas.
Las  instalaciones  de  producción  en  fase  de  pruebas  preoperacionales  de 
funcionamiento podrán presentar ofertas específicas para la resolución de las restricciones 
técnicas.
La participación en este proceso para las instalaciones en fase de pruebas 
preoperacionales de funcionamiento seguirá los siguientes criterios:
– Participación en la fase 1 del proceso de solución de restricciones técnicas del  e.e
PDBF: modificación del programa PDBF por criterios de seguridad. En esta fase 1, para la  b
resolución de las restricciones técnicas identificadas en el PDBF, el OS podrá aplicar  964ww
lriemsittraicccioionneess  dtéec npircoadsu, cscoióbnre  melí npirmogar, admea a dceu eprrdood uccocnió ne ld per oacqeudeilmlaise inntsot adlaec oiopneersa ceinó nfa dsee 
drees tpricruceiobnaess  dpere voepnetara dceio ennaelregsí ad, eq ufeu rnecpiorensaemntieenn tuon  qauuem ehnatyoa dne  plar eesneenrgtaíad op roogferartmaa ddae 
en el PDBF para dicha unidad.
Si en esta fase 1 del proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF, resultase 
necesario reducir producción para la solución de las restricciones identificadas, estas 
modificaciones no afectarán al programa de producción, o a la previsión de entregas de 
energía comunicada para los grupos que estén realizando pruebas preoperacionales de 
funcionamiento, siempre y cuando existan otros medios para resolver las restricciones 
técnicas identificadas.
En caso de que no se disponga de otros medios para la solución de las restricciones 
técnicas del PDBF, por razones de seguridad del sistema el OS procederá a solicitar, en 
primer lugar, la reducción de la producción de aquellas instalaciones en fase de pruebas 
preoperacionales que hayan comunicado únicamente previsiones de entregas de energía, 
y no programas específicos de producción establecidos mediante participación en el 
mercado de producción y/o contratación bilateral. Cuando la anterior reducción de 
producción no sea suficiente, el OS procederá a aplicar también limitaciones de producción 
máxima sobre los programas de producción de las instalaciones de producción en fase de 
pruebas preoperacionales que hayan presentado una oferta de restricciones para la 
reducción de su programa, y por último, sobre los programas de producción de las 
instalaciones en fase de pruebas preoperacionales que no hayan presentado dicha oferta, 
si bien, en ambos casos, estas limitaciones no generarán redespachos de energía, salvo 
en tiempo real, en caso de mantenerse aplicadas estas limitaciones de seguridad por 
persistir las condiciones desfavorables.
Para la aplicación de estas limitaciones de producción máxima, en caso de verse 
afectado más de un grupo en fase de pruebas preoperacionales con programa de 
producción que haya presentado una oferta específica de restricciones para la reducción 
de su programa de producción, el OS tendrá en cuenta el orden de mérito de las ofertas 
de compra de energía presentadas para la solución de restricciones técnicas. Cuando 
coincidan varias ofertas al mismo precio o más de un grupo en fase de pruebas 
preoperacionales que no haya presentado oferta, el OS tendrá en cuenta la fase concreta 
de pruebas en la que se encuentre cada uno de estos grupos y los planes de pruebas 
comunicados, al objeto de aplicar aquella solución de restricciones que lleve asociado la 
menor perturbación posible de los programas de pruebas comunicados para estos grupos.
– Participación en la fase 2 del proceso de solución de restricciones técnicas del 
PDBF: reequilibrio de producción y demanda. En esta fase 2 participarán aquellas 
instalaciones de producción en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento que 
hayan presentado oferta de restricciones técnicas, conforme al procedimiento de operación 
de restricciones técnicas.
– Solución de restricciones técnicas en tiempo real: en caso de que, ante situaciones 
de emergencia o por razones de urgencia, no existan recursos de generación disponibles 
en el sistema para resolver las restricciones técnicas identificadas, el OS podrá solicitar a 
las instalaciones de producción en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento, 
el incremento o la reducción de su programa de producción, utilizando para ello las ofertas 
específicas de restricciones presentadas por dichas instalaciones y, en su defecto, en 
aplicación del mecanismo excepcional de resolución establecido en los procedimientos de 
operación.
Para la aplicación de este mecanismo, en caso de verse afectado más de un grupo en 
fase de pruebas preoperacionales, el OS tendrá en cuenta las ofertas de restricciones que 
hayan sido presentadas para dichas instalaciones y el orden de mérito de las mismas, y en 
su defecto o cuando coincidan más de una oferta al mismo precio, la fase concreta de  e.e
pruebas en que se encuentre cada uno de estos grupos y los planes de pruebas  w.b
comunicados, al objeto de aplicar aquella solución que lleve asociada la menor perturbación  964ww
posiEbnle  cdaes loo sd per oqgurea mpause ddaen p rpuaerbtiacsip caor mvaunriiacsa dinosst aplaarcai oensetoss  dgeru pproosd.ucción en fase de
prerusteribcacsio pnreeso, peel rOacSio pnraolecse ddeer áfu an cmioondaifmiciaern tpor iyo rnitoa rhiaamyaenn tper elosse nptraodgora omfearsta d ees ppreocdífuiccac iódne 
de aquellas instalaciones que hayan presentado la correspondiente oferta de restricciones.
7.2.4  Prestación de servicios de balance y participación en el proceso de activación 
e intercambio de energías de balance del producto RR.
Las  instalaciones  de  producción  en  fase  de  pruebas  preoperacionales  de 
funcionamiento no podrán participar en los servicios de balance y control de tensión de la 
Red de Transporte hasta su inscripción definitiva en el registro administrativo de 
instalaciones de producción de energía eléctrica.
Los grupos en pruebas preoperacionales no podrán integrarse en una zona de 
regulación secundaria antes de estar inscritos con carácter definitivo en el registro 
administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
Durante la operación en tiempo real, por razones de seguridad del sistema, y como 
último recurso cuando no se disponga de otros medios, el OS podrá, en aplicación del 
mecanismo excepcional de resolución, utilizar la reserva de regulación terciaria disponible 
en los grupos en pruebas preoperacionales.
Asimismo, el OS podrá requerir en estas condiciones su participación en el servicio de 
control de tensión de la Red de Transporte, siempre y cuando la instalación de producción 
se encuentre en condiciones técnicas de poder contribuir a la regulación de tensión.
Anexo I
Documento de Requerimientos de Centros de Control
1.  Requerimientos Centro de Control
En el presente cuestionario se detallan los requerimientos técnicos y funcionales que 
el sistema de control del despacho eléctrico de un sujeto del sistema debe cumplir para 
hacer posible el cumplimiento de los requisitos establecidos en los Procedimientos de 
Operación 7.2 y 9 y así, establecerse como zona de regulación de la Regulación 
Compartida Peninsular.
Estos requerimientos, de acuerdo con su repercusión en el cumplimiento de los citados 
Procedimientos de Operación, se clasifican en:
O: De cumplimiento Obligatorio.
R: De cumplimiento Recomendado.
I: Informativo.
Todos los requerimientos deben ser obligatoriamente respondidos, incluidos los 
informativos. En un documento independiente se podrán hacer las aclaraciones y 
matizaciones que se estimen pertinentes a cada uno de los requisitos.
2.  Requisitos técnicos del sistema de control del sujeto del sistema
Alimentación de los equipos:
O.1.a  Disponen de alimentación ininterrumpida:
Si □  No □.
I.1.a  Tiempo de autonomía funcionando con baterías (minutos):
Redundancia y disponibilidad del Sistema de Control: es
O.2.a  Dispone de Hardware duplicado para evitar el fallo simple del mismo: 964www.
Si □  No □.
R.2.a  Conmutación automática ante fallo Hardware o Software:
Si □  No □.
R.2.b  Disponibilidad (%) del Sistema mayor del 99,5 %.
Si □  No □.
Comunicaciones con las estaciones de generación:
R.3.a  Redundancia de comunicaciones con los equipos de captación en las 
estaciones de generación:
Si □  No □.
R.3.b  Redundancia a través de vías independientes.
Si □  No □.
R.3.c  Redundancia a través de proveedores independientes.
Si □  No □.
R3.d  Disponibilidad de comunicación con las estaciones de generación del 99,5%.
Si □  No □.
Comunicaciones con los Centros de Control de REE:
O.4.a  Redundancia de comunicaciones con ambos Centros de Control de REE 
(CECOEL y CECORE):
Si □  No □.
O.4.b  Redundancia a través de vías independientes.
Si □  No □.
R.4.a  Redundancia a través de proveedores independientes.
Si □  No □.
O.4.c  Dispone de línea de voz dedicada con el Centro de Control de REE.
Si □  No □.
R3.b  Disponibilidad de comunicación con los Centros de Control de REE del 99,5%.
Si □  No □.
3.  Requisitos funcionales del sistema de control del sujeto del sistema
Medidas de Generación:
O.5.a  Periodicidad de captación de telemedidas (obligatorio igual a 4 segundos):
Si □  No □.
R.5.a  Clase de precisión en la captación de las telemedidas (recomendado 0,5): s
Si □  No □. w.
POSri. o6□t. oac NolPoo r □od.teo cCoolom IuCnCicPa:ciones con los Centros de Control del OS: BOE-A-2020-16cable en https://
O.6.b  Bloque 1 y 2 disponibles:
Si □  No □.
O.6.c  Periodicidad de envío periódico (4 seg):
Si □  No □.
O.6.d  Asociación única para cliente/servidor:
Si □  No □.
O.6.e  Compatibilidad con versión 1996-08:
Si □  No □.
AGC:
O.7.a  El AGC dispone de frecuencímetro:
Si □  No □.
O.7.b  El AGC tiene capacidad de intercambiar con el Regulador Maestro las señales 
recogidas en este anexo 1:
Si □  No □.
O.7.c  El AGC procesa las señales recibidas del regulador Maestro de REE de 
acuerdo con el algoritmo recogido en la Descripción Técnica de la RCP:
Si □  No □.
4.  Requisitos operacionales del despacho
O.8.a  Dispone de turno de Operación 24 horas:
Si □  No □.
O.8.b  Dispone de personal de atención permanente ante fallos del sistema.
Si □  No □.
R.8.a  Tiempo de respuesta garantizado ante incidencias, menor de 60 min:
Si □  No □.
I.8.a  Caso de tiempo de respuesta ante incidencias mayor de 60 min, indicar tiempo:
Anexo II
Solicitud de realización de pruebas al OS
Todas las solicitudes de realización de pruebas a las que hace referencia este 
procedimiento de operación deberán ser remitidas al OS por el centro de control al que se 
encuentre adscrita la instalación, agrupación o unidad física solicitante, o, en el caso de las 
pruebas preoperacionales de funcionamiento, por el participante de mercado asociado a 
la instalación por los medios que el OS indique a través de su página Web. e.e
1.  Pruebas de control de producción. 964www.
paraE ll lOevSa rd ias pcoanbdor ál ad ere uanli zpalaczióon  mdáex iemsota ds ep 3ru mebeasse,s  yd ecsodmeu lnai craercáe pecl iórens duelt alad os odliec itluads 
prueEbna sc aasl oce dnetr oq udee  clao nintrsotla alal cqiuóen  eos taág arudpsacrcitióan la n ion shtaalyaac iósnu poe aragdruop laacsi ópnr.uebas, podrá  BOE-A-cable e
repetirlas, contactando, en su caso con el OS para acordar una nueva fecha.
2.  Pruebas para la participación en los servicios de balance.
Con la solicitud de realización de las pruebas para la participación en los servicios de 
balance se deberá incluir la información requerida de acuerdo a la normativa de aplicación.
A partir de la recepción de la solicitud, el OS realizará una evaluación inicial sobre el 
cumplimiento de los requisitos previos necesarios para la realización de las pruebas, y 
comunicará el estado de la solicitud al solicitante en un plazo no superior a cinco días 
hábiles.
Asimismo, el OS dispondrá de un plazo de ocho semanas a partir de la recepción de 
la solicitud para confirmar si está completa. En caso de considerarse incompleta, el OS 
solicitará la información adicional requerida al centro de control de generación y demanda 
al que se encuentre adscrita la unidad física solicitante, que deberá ser aportada en un 
plazo no superior a cuatro semanas desde la recepción de dicha solicitud. Si no se facilita 
la información adicional dentro del plazo definido, la solicitud de realización de pruebas se 
considerará retirada.
En el caso de unidades físicas conectadas a la red de distribución, el gestor de dicha 
red podrá expresar su conformidad o no conformidad al estado de la solicitud, en función 
de la información por ellas aportada. El alcance de la información a intercambiar entre las 
unidades físicas conectadas a la red de distribución y los GRDs será el definido en la 
normativa de aplicación. Para ello, el OS remitirá la información estructural de la unidad 
física que solicita realizar las pruebas al gestor de la red de distribución, que dispondrá 
de 2 semanas desde la recepción de la misma para llevar a cabo su evaluación y 
valoración. En caso de no hacerlo, se considerará que el gestor de la red de distribución 
ha expresado su conformidad al estado de la solicitud. Si la valoración del GRD es 
negativa, deberá remitir al OS las razones de la misma, que serán transmitidas al centro 
de control de generación y demanda al que esté adscrita la unidad física para que realice 
las modificaciones pertinentes sobre la información aportada o proporcione la información 
adicional requerida.
Si por condiciones de explotación de la red de distribución, el gestor de la red de 
distribución a cuya red se conecta la unidad física detecta la existencia de otro gestor de 
la red de distribución intermedio, deberá notificar y coordinar con este último la valoración 
de la solicitud.
Una vez que el OS expresa su conformidad a la realización de las pruebas, éstas se 
llevarán a cabo en un plazo máximo de tres meses desde esta comunicación y, en todo 
caso, deberán comenzar con al menos 15 días de antelación respecto a la finalización del 
plazo máximo de realización de las mismas.
3.  Pruebas preoperacionales de funcionamiento.
Además de la correspondiente solicitud de realización de pruebas, el participante del 
mercado asociado a la instalación en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento 
deberá comunicar y actualizar el plan de pruebas.
El OS verificará el cumplimiento de los requisitos previos necesarios para la realización 
de las pruebas y comunicará el cumplimiento o incumplimiento de los mismos. En caso de 
cumplimiento, el OS emitirá la correspondiente aprobación de pruebas preoperacionales 
de funcionamiento.
En el caso de que la instalación de producción esté conectada a la red de distribución, 
el OS informará al distribuidor que gestiona la red a la que se conecta la instalación de la 
aprobación para la realización de las pruebas preoperacionales de funcionamiento en  es
dicha instalación. bo
En caso de participación en el mercado de producción, las comunicaciones de  964ww
irdinneetdse itprsrcripcoaocgminroabinbmieoilsia dd ctaeéiód cinnen fsisoc,er amdrs e rayesc avrióelíionzssat oO r ácSdone- mP minMuetne.dircicaaandmteob slio,o ssp  amdreeti cninispfaoajrecmsió aencs ióetannb  rleeelcl aipdcroiooscn eaesdnoo e sdl  cdeoo nsc ouelmlu pcerinóotncoe  ddseeo    OE-A-2020-16able en https://
P.O. 3.9  SUSPENSIÓN Y RESTABLECIMIENTO DE LAS ACTIVIDADES 
DE MERCADO
1.  Objeto.
Este procedimiento establece las normas para la suspensión y el restablecimiento de 
las actividades de mercado, y las reglas de compensación en caso de suspensión de las 
actividades de mercado previstas en el artículo 4, apartados 2 (e) y 2 (f) respectivamente, 
del Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017 por el que 
se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación al Operador del Sistema (OS), al Operador del 
Mercado (OM) y a los participantes en el mercado.
3.  Definiciones.
A efectos de este procedimiento de operación se deberán tener en cuenta los términos 
y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de 
la electricidad y en el Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre 
de 2017.
En particular, los términos correspondientes a:
– Plan de reposición (Restoration plan), se refiere a todas las medidas técnicas y 
organizativas necesarias para la reposición del sistema al estado normal.
– Actividades de Mercado: Aquellas enunciadas en el artículo 35, apartado 2 del 
Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión de 24 de noviembre de 2017, por el que se 
establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio.
– Mercados de los servicios de ajuste: los mercados de los servicios de ajuste incluyen 
los mercados de balance - servicios de balance asociados a la gestión de los productos de 
reserva de sustitución (RR por sus siglas en inglés), regulación secundaria y regulación 
terciaria – y las restricciones técnicas.
4.  Procedimientos de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado.
4.1  Situaciones de suspensión de las actividades de mercado.
Los artículos 35, 36 y 37 del Reglamento (UE) 2017/2196 establecen las situaciones 
en las que el OS podrá suspender temporalmente una o varias de las actividades de 
mercado y su restablecimiento.
Se definen dos situaciones de las establecidas en el Reglamento (UE) 2017/2196 en 
las que podría llegar a ser necesaria la suspensión de una o varias de las actividades de 
mercado:
a)  La red de transporte está en estado de reposición.
b)  Las herramientas y medios de comunicación que el TSO necesita para realizar las 
actividades de mercado no estén disponibles.
4.2  Coordinación para la suspensión y el restablecimiento de las actividades de 
mercado.
Cuando se suspendan temporalmente una o varias actividades de mercado y para el  o
raepsatraat)ab dleoEc 5ilm O dipeeenl rRtaoed gdolera  dmdeeilc nMhtaoe sr( cUaaEcd)toi v2.i0d1a7d/e2s1,9 6c,o enlf oOrSm ese a c oloo redsintaabrále ccoidno: en el artículo 35,  2020-16964n https://www.
de inbt)e rcLaoms bOiop eSroaudtohr eWse dset  Elousr ospisete (mSWasE e)l,é yc.tricos de la región de cálculo de la capacidad  BOE-A-cable e
c)  El responsable del cálculo de la capacidad de intercambio en la región SWE.
4.3  Comunicación de información en los procesos de suspensión y restablecimiento 
de las actividades de mercado.
Adicionalmente a las entidades enumeradas en el apartado 4.2, durante los procesos 
de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado, conforme a lo establecido 
en el artículo 38, apartado 2 del Reglamento (UE) 2017/2196, la información relevante se 
enviará a las siguientes entidades:
a)  Participantes en el mercado.
b)  Los operadores de los sistemas eléctricos de Marruecos y Andorra.
c)  Los responsables de la operación de las plataformas europeas de balance, una 
vez estén implementadas.
d)  Los Gestores de la Red de Distribución (GRDs).
e)  Las autoridades reguladoras competentes.
La comunicación a los participantes en el mercado se hará preferentemente a través 
del Sistema de Información del Operador del Sistema (SIOS).
4.4  Procedimiento de suspensión con la red de transporte en estado de reposición.
Cuando en un incidente el porcentaje de carga desconectada en el sistema peninsular 
español sea superior al 50% o el volumen de generación desconectada sea superior a la 
reserva disponible tras el incidente que impida la recuperación de la carga desconectada, 
el OS podrá suspender los mercados de servicios de ajuste y solicitar al OM la suspensión 
de las actividades de mercado gestionadas por el mismo.
En su evaluación, el OS tendrá en cuenta las zonas afectadas y la disponibilidad de los 
recursos.
En todo caso, la posible suspensión de las actividades de mercado tendría carácter de 
solución excepcional y de último recurso, siendo aplicada durante el tiempo indispensable 
para realizar una reposición de manera segura.
El OS comunicará su mejor estimación del tiempo necesario para el restablecimiento 
de las actividades de mercado y la actualizará cuando sea necesario.
El OS adecuará a la nueva situación las capacidades y los programas de intercambio 
de forma coordinada con los operadores de los de los sistemas eléctricos vecinos.
El OS se coordinará con el OM para el restablecimiento de las actividades del mercado 
intradiario que pudieran estar afectadas y que sean gestionadas por el OM.
El OS coordinará con el OM la posible participación en los procesos del mercado diario 
para el día siguiente, valorando la situación del sistema y la posibilidad de que la 
suspensión de las actividades de mercado pueda finalizar antes del inicio del día siguiente.
El OS valorará la posible participación en las plataformas europeas de balance que 
estén implementadas y sean ya utilizadas por el sistema eléctrico español.
Hasta el restablecimiento de los mercados, el OS dará instrucciones a los participantes 
en el mercado en función de la evolución de la reposición del servicio, ajustando las 
capacidades y los programas de intercambio en coordinación con los operadores de los 
sistemas eléctricos vecinos mediante los mecanismos que se hayan definido con cada uno 
de ellos.
4.5  Procedimiento de suspensión cuando las herramientas y medios de comunicación 
que el OS necesita para facilitar las actividades de mercado no estén disponibles.
Cuando se produzca una indisponibilidad del SIOS con una duración de tiempo  o
sdrpeueasp rtlteoaicrsbiip olesarec nairmtv e3iicse0i on emstno i dn,e euel  tlm aoOjseuS,rs ce tlaelle d OvcoaoS mrn áp e eoadxd iccareaánpb tsecou i ólmsonpsa e dnmneudela edmlmrio eleasrcn  dpateerdo  oeqv lui dsbeeiaó  dlnraie snygpc uoaelnsa, igcdgaianó.nandc sioóe nicn usdnterdu laocrcsiai om. nHeerascs aatad l ooessl    2020-16964n https://www.
Cuando se produzca una indisponibilidad del SIOS y el OS no pueda publicar el
resultado del último mercado intradiario, los participantes en el mercado seguirán los
programas de la última publicación llevada a cabo por el Operador del Sistema. El 
Operador del Sistema deberá informar a las entidades recogidas en el apartado 4.2.
4.6  Procedimiento de restablecimiento de las actividades de mercado.
El OS comunicará al OM y a los operadores de los sistemas eléctricos vecinos de la 
región de cálculo de la capacidad de intercambio SWE que el estado de la red y las 
herramientas y medios de comunicación son los adecuados para llevar a cabo el 
restablecimiento de las actividades de mercado suspendidas.
El OS en coordinación con el OM y con los operadores de los sistemas eléctricos 
vecinos de la región de cálculo de la capacidad de intercambio SWE, decidirá en qué 
momento pueden restablecerse las actividades de mercado suspendidas.
El OS informará con un preaviso mínimo de 15 minutos antes del cierre del 
correspondiente mercado de ajuste, a las entidades mencionadas en el apartado 4.3 que 
las actividades suspendidas de los mercados de los servicios de ajuste van a ser 
restablecidas.
El OS informará al OM del restablecimiento de las actividades de mercado afectadas 
y el OM adoptará sus mejores esfuerzos para avisar a los Agentes del Mercado, 
preferiblemente con un preaviso de 30 minutos antes del cierre del correspondiente 
mercado, de que las actividades van a ser restablecidas.
5.  Normas de liquidación de desvíos y liquidación de energías en caso de suspensión 
de las actividades de mercado.
5.1  Normas para la liquidación en caso de suspensión de los mercados de 
electricidad.
Durante el tiempo que dure la suspensión, para aquellas actividades de mercado 
suspendidas y para los servicios de ajuste, se liquidará la medida de energía de las 
unidades de programación de generación, de demanda y de almacenamiento al precio 
establecido en este apartado.
Durante el tiempo que dure la suspensión, y para aquellas actividades de mercado 
suspendidas, se computarán los desvíos entre sistemas eléctricos respecto al último valor 
de programa disponible más cercano al tiempo real a efectos de proceder posteriormente 
a su compensación.
Los precios de liquidación de las entregas de energía para cada periodo de 
programación serán los precios del mercado diario de ese día multiplicados por un factor 
de 1,15. En caso de que no exista tampoco precio del mercado diario, o éste fuese 
negativo, se aplicará el valor medio aritmético de los precios positivos del mercado diario 
establecidos en el mismo periodo de programación del último mes anterior disponible 
multiplicados por un factor de 1,15.
Los precios de liquidación de las tomas de energía para cada periodo de programación 
serán los precios del mercado diario de ese día multiplicados por un factor de 1,15. En 
caso de que no exista tampoco precio del mercado diario, o éste fuese negativo, se 
aplicará el precio medio aritmético de los precios positivos del mercado diario establecidos 
en el mismo periodo de programación del último mes anterior disponible multiplicados por 
un factor de 1,15. A este precio se añadirán los cargos y costes regulados establecidos en 
la normativa vigente.
5.2  Normas para la liquidación en caso de suspensión cuando las herramientas y  e
medios de comunicación que el OS necesita para facilitar las actividades de mercado no  bo
estén disponibles. 964ww
se liDquuirdaanrtáe  leal  dtiiefemrepnoc qiau ee ndturere la la m seudsipdean dseiól nS idsete lmosa m dee rIcnafodroms adceió lons d see Mrveicdioidsa dse E bléaclatrniccaes, 
SIMEL y el programa de las unidades de generación, de demanda y de almacenamiento al
precio establecido en este apartado.
Los precios de liquidación de la energía asignada a los proveedores de servicios de 
balance como energía de balance por los medios disponibles para el OS será el valor 
medio de los precios positivos del correspondiente producto de balance en el mismo 
periodo de programación del último mes anterior disponible.
Los desvíos de energía se liquidarán al precio de desvío establecido en la normativa 
vigente considerando el precio de la energía de balance asignada por los medios 
disponibles para el OS.
6.  Liquidación a precios distintos de los de referencia.
El OS podrá liquidar a precios distintos de los calculados en aplicación del apartado 5 
cuando así se lo requiera la CNMC.
P.O. 7.2  REGULACIÓN SECUNDARIA
1.  Objeto.
El objeto de este procedimiento es reglamentar el funcionamiento del servicio de 
balance de regulación secundaria del sistema eléctrico peninsular español.
En el mismo se establecen los criterios relativos a los siguientes aspectos:
– Asignación diaria de banda de regulación secundaria.
– Provisión del servicio.
– Control y medida de la prestación del servicio.
– Criterios de liquidación económica del servicio.
En el anexo I de este procedimiento se recoge el funcionamiento de proceso de 
asignación de banda de regulación secundaria por mecanismos de mercado (ofertas, 
requerimientos, validaciones y funcionamiento del algoritmo de asignación).
En el anexo II de este procedimiento se incluyen los criterios técnicos referentes al 
sistema de Regulación Compartida Peninsular (RCP) y a las zonas de regulación 
secundaria del sistema eléctrico peninsular español, mediante los cuales se realiza la 
provisión efectiva de este servicio.
La aplicación del proceso europeo de compensación de desequilibrios (Imbalance 
Netting) se recoge en el anexo III de este procedimiento de operación.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento aplica al operador del sistema eléctrico español (OS), a los 
proveedores de servicios de balance (Balancing Service Providers (BSPs), por sus siglas 
en inglés) habilitados por el OS conforme a lo establecido en la normativa de aplicación 
vigente, y a los sujetos de liquidación responsables del balance (Balancing Responsible 
Parties (BRPs), por sus siglas en inglés) del sistema eléctrico peninsular español.
3.  Definiciones.
A efectos de este procedimiento de operación se deberán tener en cuenta los términos 
y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de 
la electricidad y en el artículo 4 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores 
de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance en el sistema 
eléctrico peninsular español, aprobadas por la CNMC, (en adelante Condiciones relativas  e
al balance). b
En particular, los términos correspondientes a: 964ww
aMretírc–cua lMdoo e1sr  cdya edl aol a,C  sCoemir crpeuefltaieernr e3c i/aa2,l0  p1«o9Mr e dlraec  aq2du0oe d  msee a nyeoosvrtiaiesbtmale bcdreeen,   edllaeesc  ltmari ceCitdooadmdoi»lso ióganíl a qsNu aqecu sieoe nr earegl fudielear nel o eesll    OE-A-2020-16able en https://
funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del 
sistema.
– Participante en el mercado (PM), es una persona física o jurídica que compra, vende 
o genera electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la participación 
activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la emisión de 
ordenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el 
mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del artículo 2 del Reglamento 
(UE) 2019/943 relativo al mercado interior de electricidad.
– Proveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en inglés): participante en el 
mercado que suministra energía de balance y/o reserva de balance a los TSO, tal como se 
define en el punto (12) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado 
interior de la electricidad.
– Sujeto de liquidación responsable del balance (BRP, por sus siglas en inglés): 
participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el 
mercado de la electricidad, tal como se define en el punto (14) del artículo 2 del Reglamento 
(UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
– Regulación secundaria: La regulación secundaria es el servicio de balance de 
activación automática de potencia activa que tiene por objetivo el mantenimiento de la 
frecuencia del sistema en su valor de referencia y la anulación en cada instante de los 
desvíos del bloque de control frecuencia-potencia español, teniendo en cuenta asimismo 
las consignas recibidas del proceso europeo de compensación de desequilibrios en tiempo 
real.
El servicio de regulación secundaria cuenta con un proceso de asignación previa de 
banda de regulación secundaria por unidad de programación y un proceso de activación 
automática de energía de regulación secundaria en tiempo real por zona de regulación 
mediante el sistema de regulación compartida en el sistema eléctrico peninsular español.
– Sistema de regulación compartida peninsular (RCP): La Regulación Compartida 
Peninsular (RCP) es el sistema de control que funciona como regulador maestro de la 
regulación secundaria del sistema. Por motivos de seguridad, el sistema está duplicado: el 
OS dispone de un regulador maestro principal en el Centro de Control Eléctrico (CECOEL), 
existiendo un sistema de respaldo de la regulación secundaria localizado en el Centro de 
Control de Respaldo (CECORE).
– Zona de regulación: Conforme a la definición establecida en las Condiciones 
relativas al balance, una zona de regulación es una agrupación de unidades de 
programación que, en conjunto, tiene capacidad de regular en respuesta a las órdenes de 
un sistema de Control Automático de Generación (AGC) cumpliendo con los requisitos 
establecidos y permitiendo su evaluación desde un sistema de control de energía en 
tiempo real.
Cada zona de regulación estará constituida por una o más unidades de programación 
que participen activamente en el servicio de regulación secundaria del sistema eléctrico 
peninsular español (aFRR, por sus siglas en inglés), y por unidades no habilitadas para la 
participación activa en el servicio de regulación secundaria, estando todas las unidades 
bajo la titularidad o la representación del sujeto que ostenta la titularidad de la zona de 
regulación o de otro sujeto de su mismo grupo empresarial en el ámbito ibérico.
Las unidades habilitadas por el OS son aquellas que han superado el proceso de 
habilitación establecido en el artículo 9 de las Condiciones relativas al balance y tienen 
capacidad de responder activamente a las señales de control enviadas por el 
correspondiente AGC. es
En el anexo II de este procedimiento se describe la respuesta dinámica exigida a las  o
zamzoo osnnduaa–ibsfs ii c rRd/dabeeeras   rajereaelr grvg cudaoule anldalcj eucsi óniriósnetnto.ge  umedleana c  ueieónls ni sd esealen dvcteiaudslnoo ddr  caemor ipráarrx eodismgeprlo aos mnidsdeatei cemvinóaatnre:i a  Lhycaa ió cbrnoiel instdae eldra vap asvo  edteeleonn c rceciidaoga nuedtlarn oec lqis óudtnaee b nseleterscoc uip ddnoaeds, ai bleralineas     OE-A-2020-16964able en https://www.
respuesta a los requerimientos del sistema de control automático de regulación.
– Banda de regulación secundaria del sistema asignada: Es la reserva de regulación 
secundaria del sistema que el OS asigna mediante mecanismos de mercado el día anterior 
al de programación, para todos los periodos horarios del día siguiente y para cada sentido 
subir/bajar.
– Energía efectiva neta de regulación secundaria: La energía efectiva neta de 
regulación secundaria realizada en un periodo de programación, es el desvío en energía 
respecto a sus programas del conjunto de unidades de programación de una zona de 
regulación integradas en el lazo de control del correspondiente AGC debido al seguimiento 
de los requerimientos de la regulación secundaria.
No se considerará como energía efectiva neta de regulación secundaria los desvíos de 
las unidades de programación de una zona de regulación que no estén directamente 
ligados con las consignas requeridas por el AGC.
Cuando el signo de dicha energía neta en un período de programación resulte positivo, 
se denomina energía de regulación secundaria a subir, y en caso de resultar de signo 
negativo, energía de regulación secundaria a bajar.
4.  Proveedores del servicio de regulación secundaria.
Los proveedores del servicio de regulación secundaria son las zonas de regulación. A 
este efecto, serán de aplicación lo establecido en los artículos 6, 7, 8, 9 y 11 de las 
Condiciones relativas al balance, aprobadas por la CNMC.
Tanto la constitución de una zona de regulación, como cualquier modificación que 
afecte a su composición, debe ser previamente autorizada por el OS. En concreto, es 
necesaria la autorización por parte del OS en los siguientes casos:
– Constitución de una nueva zona de regulación.
– Modificación de la composición de una zona de regulación existente por:
• Inclusión/exclusión de una unidad de programación en zona de regulación sin 
participación activa en la prestación del servicio.
• Habilitación de unidades de programación parala participación activa en la regulación 
dentro de una zona de regulación.
• Cualquier modificación de una unidad física o agregación de unidades físicas en 
unidades de programación dentro de zona de regulación.
El operador del sistema evaluará el cumplimiento de los siguientes requisitos para 
autorizar la constitución de una zona de regulación:
a)  Cumplimiento de los requisitos de tamaño y composición de zonas de regulación 
y de adscripción de unidades de programación al centro de control responsable de la zona 
de regulación establecidas en el artículo 7 de las Condiciones relativas al balance.
b)  Cumplimiento de los requisitos de datos e información establecidos en el 
artículo 11 de las Condiciones relativas al balance.
c)  Existencia de unidades de programación habilitadas o que solicitan habilitación 
para la participación activa en el servicio dentro de la zona de regulación.
En el caso de inclusión en zona de regulación de instalaciones sin participación activa 
en el servicio de regulación secundaria, se deberá acreditar:
a)  Cumplimiento de lo establecido en el artículo 7 de las Condiciones relativas al  s
balance respecto a la composición de las zonas de regulación y la adscripción de las  e.
unidades sin participación activa al centro de control responsable de la zona de regulación. w.
b)  Cumplimiento de los requisitos de datos e información establecidos en el  964ww
artículo 11 de las Condiciones relativas al balance.
reguElal cpiróonc esesocu dned ahraiab iclitoanc ipóanr tdiceip inasctióanla caicotniveas s ceo rmeaol ipzraorváe ceodnofroersm (eB aS Plo)  eesnt aebl lesecirdvoic ieon d eel 
Artículo 9 de las Condiciones relativas al balance.
La condición de habilitación de una zona de regulación quedará sin efectos en el caso 
de incumplimiento de alguno de los requisitos establecidos en el artículo 7 de las 
Condiciones relativas al balance.
Para la acreditación del requisito de titularidad o representación establecido en el 
artículo 7 de las Condiciones relativas al balance, cuando se desee incorporar en una zona 
de regulación una unidad de la que no sea titular ni representante el propio titular de la 
zona, se deberá acreditar ante el OS la existencia de relación por grupo empresarial 
mediante una declaración responsable del sujeto titular de la zona, debiéndose actualizar 
esta información cuando se produzcan cambios en la estructura del grupo que afecten a la 
unidad de programación o a la zona.
Adicionalmente, el OS realizará un seguimiento y verificará la capacidad técnica y 
operativa de las zonas de regulación y de las unidades de programación habilitadas para 
la prestación del servicio de regulación secundaria mediante los perfiles de respuesta para 
cada periodo de programación. Mediante este seguimiento de la prestación del servicio, el 
OS revaluará de forma continua la calificación de las unidades de programación como 
proveedoras del servicio de regulación secundaria, conforme a lo recogido en el apartado 6 
del artículo 159 del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, dando así cumplimiento 
al proceso de reevaluación que debe ser realizado como mínimo una vez cada 5 años.
El OS informará de forma detallada al titular de la unidad de programación de la falta 
de capacidad técnica para la prestación del servicio de su unidad o del conjunto de su 
zona de regulación, del incumplimiento de forma reiterada de los requisitos exigidos, de la 
inadecuada calidad del servicio prestado y/o de la no remisión de la información de 
cambios o modificaciones que puedan afectar a la prestación de este servicio, concediendo 
un plazo para introducir las mejoras necesarias. Si no se introdujeran las mejoras 
indicadas, el OS podrá retirar cualquiera de las habilitaciones previamente concedidas, al 
menos, hasta que se constate el cumplimiento del requerimiento del OS.
5.  Funciones del operador del sistema relativas al servicio de regulación secundaria.
Las funciones del OS asociadas al servicio de regulación secundaria son:
– Autorizar la constitución y modificación de zonas de regulación.
– Habilitar a las unidades de programación para participar activamente en la prestación 
del servicio.
– Determinar y comunicar diariamente a los participantes en el mercado la reserva 
global requerida en el sistema para cada periodo de programación del día siguiente.
– Establecer la relación de reserva a subir y bajar requerida para las zonas de 
regulación y el valor máximo y mínimo de la banda de regulación admisible en cada oferta 
con arreglo a lo previsto en los procedimientos por los que se establecen los criterios de 
funcionamiento y seguridad del sistema.
– Gestionar el mercado de banda de regulación secundaria.
– Mantener actualizada la relación de las zonas de regulación autorizadas para la 
prestación del servicio de regulación secundaria, indicándose para cada una de ellas, las 
unidades de programación integradas en la misma. En esta relación se identificarán las 
unidades de programación habilitadas para la prestación de este servicio.
Esta información será facilitada a los responsables de cada una de las zonas de 
regulación habilitadas, y a los participantes del mercado con el debido respeto de las 
condiciones de confidencialidad de información vigentes. Cualquier modificación que  s
afecte a la composición de las zonas de regulación será comunicada al responsable de la  oe.
zona de regulación en cuestión. w.
C– oEmvoa lrueasrp eonn stiaebmlep od erle sails etel mreaq mueareimstireon tdoe  dceo nretrgoul l(aRcCióPn) :y establecer el reparto entre  2020-16964n https://ww
las zonas de regulación.
– Intercambiar la información necesaria con la plataforma europea de compensación 
de desequilibrios e incorporar en su caso las señales de corrección al requerimiento 
recibidas del mismo, según se describe en el anexo III.
– Llevar a cabo el seguimiento de la respuesta de las zonas de regulación.
– Transferir el sistema de regulación secundaria al sistema de respaldo, y viceversa, 
cuando así sea necesario, e informar puntualmente de este hecho a los responsables de 
las zonas de regulación.
– Calcular los términos establecidos para la retribución y asignación de costes por la 
prestación del servicio de regulación.
– Garantizar el buen funcionamiento del sistema de regulación y su adecuación a los 
requerimientos del sistema eléctrico.
6.  Asignación de banda de regulación secundaria para el día siguiente.
6.1  Requisitos de banda de regulación secundaria.
El OS establecerá el valor de la banda de regulación secundaria necesaria en el 
sistema para cada periodo de programación del día siguiente conforme al procedimiento 
de operación por el que se establece la reserva para la regulación frecuencia potencia.
Asimismo, al objeto de garantizar el adecuado funcionamiento del sistema de 
automático de regulación secundaria, establecerá la relación entre la reserva a subir y a 
bajar para el conjunto del sistema.
Los requerimientos de banda de regulación secundaria serán publicados diariamente 
antes de las 14:45 horas.
6.2  Presentación de ofertas de regulación secundaria.
Los participantes en el mercado responsables de zonas de regulación podrán 
presentar, para las unidades de programación habilitadas para la participación activa en el 
servicio incluidas en su zona de regulación, ofertas de banda de potencia de regulación 
secundaria, en MW, con su precio correspondiente, en €/MW, para cada uno de los 
períodos de programación del día siguiente.
Las ofertas de banda de potencia de regulación secundaria podrán estar compuestas 
de diferentes bloques, pudiendo ser sólo uno de ellos indivisible. Estos bloques podrán ser 
aceptados de forma independiente, siendo el resultado de la asignación a cada unidad de 
programación el conjunto de todos los bloques aceptados para la misma.
La relación entre la reserva a subir y a bajar de una oferta podrá ser distinta de la 
establecida por el OS de forma global para el conjunto del sistema y para cada zona de 
regulación.
En el anexo I del presente procedimiento se detalla la información correspondiente a 
las ofertas de regulación secundaria.
6.3  Asignación de banda de regulación secundaria para el día siguiente.
El OS asignará aquellas ofertas que, en conjunto, representen un menor coste total, 
teniendo en cuenta los siguientes criterios:
– Cada zona de regulación deberá cumplir la relación establecida entre la reserva a 
subir y a bajar para el conjunto del sistema.
– Para la valoración de una oferta se tendrá en cuenta el precio de oferta de la banda  s
de potencia. e.
– En caso de igualdad de precio de varias ofertas, se realizará un reparto proporcional  w.
de la reserva asignada, en función de la banda ofertada en cada una de ellas. 964ww
ener–g íSa i alsao acisaigdno ascoióbnre  deel  úulntiam oo fperrotag rdaem are dgeu leancieórng íase (cPuHnFd/aPrHiaF cCo)n p usubl irceaddeos ppoarc heol  OdSe 
arenstetrsic dceió lna  atéscignnicaac ióenn  deel  bsaisntdeam dae,  rneog uslaec icóonn sseidceurnadraár iad,i cdhieas eo fleurgtaar ,e enn  eslu  pcraoscoe, sao u dnea   BOE-A-cable e
asignación.
– La suma total de las bandas de potencia asignadas deberá estar comprendida en un 
intervalo de +/- 10% en torno a la banda de regulación total requerida.
– La asignación a cada zona de regulación será la suma de las asignaciones 
realizadas a las unidades de programación integradas en la correspondiente zona.
La asignación realizada por el OS será considerada firme, adquiriendo la zona de 
regulación la obligación de disponer de la banda asignada.
Si para obtener la banda de potencia de regulación secundaria asignada fuera 
necesaria la modificación del programa de la unidad de programación, es responsabilidad 
del participante en el mercado de dicha unidad de programación realizar dicha modificación 
del programa de la unidad de programación en el mercado mayorista.
El OS, en los plazos fijados en el procedimiento de operación por el que se establece 
el proceso de programación, comunicará a los participantes en el mercado proveedores de 
este servicio los resultados del proceso de asignación de ofertas de banda de potencia de 
regulación secundaria y los coeficientes de participación de cada una de las zonas en los 
requerimientos de reserva de regulación secundaria global del sistema eléctrico peninsular 
español.
6.4  Mecanismo de reducción de la banda asignada por seguimiento de instrucciones 
del OS en tiempo real.
La aplicación del mecanismo de solución de restricciones técnicas en tiempo real, 
contemplado en el procedimiento de operación de restricciones técnicas, sobre unidades 
de programación que previamente habían adquirido compromisos firmes de reserva de 
regulación secundaria, al haberles sido asignadas ofertas en el mercado de banda de 
regulación secundaria, puede dar lugar a incumplimientos de dichos compromisos por 
parte de la correspondiente zona de regulación, por causas ajenas al propio sujeto 
participante proveedor del servicio.
Asimismo, la asignación de regulación terciaria por aplicación del Mecanismo 
Excepcional de Resolución (MER), según lo establecido en los procedimientos de 
operación, puede ocasionar a las unidades de programación una pérdida total o parcial de 
la banda de potencia de regulación secundaria comprometida.
En estas situaciones, y dado que la prestación del servicio se realiza a nivel de zona 
de regulación y no de unidad de programación, en caso de disponer de reserva adicional 
de regulación secundaria suficiente, la zona de regulación podrá hacer frente con otras de 
sus unidades de programación habilitadas a los compromisos de banda de regulación 
secundaria previamente adquiridos.
No obstante, si la zona de regulación no dispone de medios adicionales suficientes, se 
establece la aplicación de un mecanismo específico que permite al propietario de la zona 
de regulación solicitar la reducción de la banda de regulación secundaria comprometida en 
el mercado de banda de secundaria el día anterior al de suministro con objeto de evitar 
incumplimientos de la prestación del servicio de regulación secundaria, provocados tanto 
por aplicación del mecanismo de solución de restricciones en tiempo real como por 
aplicación de mecanismos de emergencia en tiempo real sobre unidades de programación 
incluidas en su zona y que habían adquirido compromisos de banda de potencia de 
regulación secundaria.
Para ello, el titular de la zona de regulación en la que están integradas una o más 
unidades de programación afectadas bien por la aplicación de limitaciones por seguridad 
en tiempo real o bien por asignación de redespachos de regulación terciaria por aplicación  es
de MER, podrá solicitar al OS la aplicación del mecanismo de reducción de la banda de  bo
regulación secundaria para evitar el incumplimiento del compromiso de banda adquirido en  964ww
erpelr ogdguíTarlraa aacmsnió atlenacr  iiósaoonfre l,pi ccoctitaoru dmsdau o,d z  edeo elnr e aOfd oSdure mca craneió aggnluil zoldaabecra iáóbl ,na pt.naadrnaat o ea lsd icego nfnaojdruman tapo o indr depi avlairdt euc oadrle rpel satiptruaol ancrda iddeean  tleua n zzidoonanada   dddeee    OE-A-2020-16able en https://
regulación, la reducción de banda solicitada por el propietario de la zona de regulación,
contrastándola con la banda de potencia perdida teóricamente por aplicación de 
limitaciones de seguridad para la solución de restricciones en tiempo real o por asignación 
de redespachos de energía terciaria por aplicación del MER.
La banda máxima de regulación secundaria a reducir se calculará en cada período de 
programación como el mínimo de los dos valores anteriores para cada unidad de 
programación.
El mecanismo de reducción de banda solo se aplicará cuando la limitación por 
seguridad o en su caso el redespacho de energía por MER cubra un período de 
programación completo, y la solicitud del participante del mercado proveedor del servicio 
la reciba el OS al menos 10 minutos antes del inicio del primer período de programación 
en el que sería aplicable.
Una vez validada por el OS la reducción de banda de regulación secundaria en las 
diferentes unidades de programación integradas en la correspondiente zona de regulación, 
se efectuarán las siguientes actuaciones:
– Se  generarán  las  desasignaciones  de  banda  de  regulación  secundaria 
correspondientes, estableciéndose, además, en base al orden de mérito de la asignación 
de ofertas realizadas, las reducciones adicionales de banda que pudiera ser necesario 
aplicar en la misma zona de regulación para mantener la relación subir/ bajar establecida. 
Todas estas anotaciones de desasignación de banda llevarán asociado un precio igual al 
marginal del mercado de banda de regulación secundaria vigente para el correspondiente 
período de programación.
– Se calcularán y se enviarán a la RCP los nuevos coeficientes de participación 
nominales de las zonas de regulación en función de la reducción de banda de regulación 
aplicada en cada período de programación completo. Los nuevos coeficientes de 
participación nominales de las zonas se calcularán teniendo en cuenta las anteriores 
desasignaciones de banda.
En caso de que desaparezcan las causas que provocaron la aplicación del mecanismo 
de reducción de la banda y previa solicitud del sujeto responsable de la zona de regulación 
siempre que no haya habido asignación adicional de banda de regulación secundaria en 
tiempo real por MER, el OS podrá decidir la posible restitución total o parcial de la banda 
comprometida inicialmente a partir del momento de la aceptación de esta acción por el 
sujeto responsable de la zona de regulación, calculándose de nuevo los coeficientes de 
participación nominales de las zonas de regulación, y modificándose las anotaciones de 
desasignación de banda que pudieran haberse efectuado previamente sobre dichos 
períodos.
6.5  Mecanismo excepcional de asignación de banda de regulación secundaria.
En situaciones de emergencia para el sistema o en ausencia de ofertas suficientes o 
indisponibilidad del sistema informático de gestión, el OS podrá adoptar las decisiones que 
considere más oportunas para la asignación de la banda de regulación secundaria 
disponible en el sistema, justificando posteriormente sus actuaciones ante los participantes 
en el mercado afectados y ante la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, 
sin perjuicio de la retribución a que hubiera lugar por la citada prestación obligada del 
servicio y por las modificaciones de los programas que hubiesen sido necesarias.
7.  Seguimiento en tiempo real de la prestación del servicio.
El control de la respuesta de la regulación secundaria y la medida del servicio prestado  bo
se llevará a cabo por zonas de regulación, conforme a la Descripción técnica de la  964ww
reguElanc idóinc hcoo mdopcaurtmidean dtoe l sSeis etesmtaab lPeecnei nesl uplaror c(aenseox doe I I)s.eguimiento de respuesta de las
zreognualsa cdieó nr epgourl alcaisó nz, oansaí sc oym lao  eeln ceárglcíual od ed er elagsu lraecsieórnv aust ilpizuaedsata se na  cdaisdpao spiceiróiond doe  dlea 
programación.
En situaciones que imposibiliten la correcta ejecución del programa desde el sistema 
principal de regulación secundaria, el OS procederá a transferir su control al sistema de 
respaldo a la mayor brevedad posible. Este hecho será comunicado por el OS a las 
empresas responsables de las zonas de regulación.
El paso desde el regulador maestro hasta el sistema de respaldo, y viceversa, obligará 
a las empresas responsables de las diferentes zonas de regulación, a conmutar el canal 
de comunicaciones de recepción de señales al sistema que en ese momento gestione el 
servicio.
8.  Liquidación del servicio.
En este apartado se describen con carácter general los principales aspectos relativos 
al servicio de regulación secundaria que tienen incidencia directa en la liquidación de este 
servicio.
La prestación del servicio de regulación secundaria llevará asociados tres conceptos 
de liquidación:
– Asignación de banda de regulación secundaria en el mercado correspondiente.
– Variación de la banda de regulación secundaria disponible en tiempo real respecto 
a la asignada.
– Energía efectiva neta de regulación secundaria realizada por seguimiento de los 
requerimientos de regulación, en el correspondiente período de programación.
La liquidación del servicio de regulación secundaria dará lugar a los derechos de cobro 
y obligaciones de pago definidos en el procedimiento de operación por el que se establecen 
los derechos de cobro y las obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
Se detallan a continuación las magnitudes y precios aplicables a la prestación del 
servicio de regulación secundaria.
8.1  Asignación de reserva de regulación secundaria.
La asignación de reserva de regulación secundaria a liquidar será la resultante del 
proceso de asignación descrito en el apartado 6.2 de este procedimiento, y será valorada 
al precio marginal resultante del proceso de asignación.
El precio marginal de la asignación de reserva de regulación secundaria, que se 
establecerá para cada período de programación, corresponderá al precio de la última 
oferta de regulación secundaria que haya sido necesario asignar de forma total o parcial 
en el correspondiente periodo de programación, para cubrir los requerimientos de reserva 
global de regulación secundaria del sistema eléctrico peninsular español.
En caso de asignaciones de banda de potencia por aplicación del mecanismo 
excepcional de resolución (MER) que haya sido necesario realizar en cada periodo de 
programación para obtener la reserva de regulación requerida, éstas serán valoradas a un 
precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoración KMAY, de valor igual 
a 1,15 por el precio marginal de la banda en el periodo horario correspondiente o, en su 
defecto, por el máximo precio de banda de la misma hora en los siete días anteriores.
8.2  Variación de la reserva de regulación secundaria por el funcionamiento de la 
regulación secundaria en tiempo real.
Como resultado del seguimiento efectuado por la RCP de la respuesta de cada zona  s
de regulación en tiempo real para cada período de programación, se determinarán las  e.
siguientes magnitudes: w.
núm–e rIon cdaep caiccildoasd e pna lroas  cqounet rliab uziro naa l ad er ergeuglualcaicóinó np opre rpmaartnee zdcea l ae nz oensata deon  OfuFnFci ó(sna dlveol 
apqreuceiollo dse e lna  lroess eqruvea  ldoe e rsetgéu plaocr ióinnd isceaccuiónnd adreial  OcoSr)r,e ssipeonnddoi evnatleo raa ddaic hdoic hpae riínocdaop, aacfiedcatda daal 
por un coeficiente KS de valor igual a 1,5.
– Reservas residuales puestas al servicio de la regulación secundaria: se calculará en 
cada ciclo el valor de la reserva residual en cada sentido del requerimiento de regulación 
y se evaluará en términos globales del periodo de programación si el valor de la reserva 
residual a subir (o a bajar) es superior o inferior a la banda a subir (o a bajar) asignada a 
dicha zona de regulación. Los valores de reserva residual superior o inferior a la asignada 
serán valorados al precio de la reserva de regulación secundaria para cada período de 
programación, afectados por un coeficiente KS de valor igual a 1,5 en ambos casos.
8.3  Energía efectiva neta realizada por seguimiento de los requerimientos de 
regulación.
La energía efectiva neta de regulación secundaría para cada uno de los sentidos, a 
subir o a bajar, se calcula como el valor acumulado en cada ciclo del desvío de generación 
o consumo enviado por la zona en estado ACTIVO o en EMERGENCIA solo en caso de 
que haya agotado su reserva. Si la zona está en EMERGENCIA sin haber agotado su 
reserva solo se acumulará el desvío de los ciclos en los que la zona tiene un desvío 
favorable al sentido que le solicita la RCP.
La energía efectiva neta de regulación secundaria realizada en cada período de 
programación como consecuencia del seguimiento en tiempo real de los requerimientos de 
la regulación secundaria será valorada, con carácter general, al precio marginal de la 
energía de regulación terciaria que hubiera sido necesario asignar en dicho período de 
programación, bien a subir o a bajar, para sustituir a la energía neta de regulación 
secundaria realizada.
El precio marginal de la energía de sustitución a subir en dicho periodo de programación 
se establecerá siempre sobre la escalera de regulación terciaria a subir, con independencia 
de que se haya utilizado o no energía de regulación terciaria a subir en dicho período de 
programación.
El precio marginal de la energía de sustitución a bajar en dicho periodo de programación 
se establecerá siempre sobre la escalera de regulación terciaria a bajar, con independencia 
de que se haya utilizado o no energía de regulación terciaria a bajar en dicho periodo de 
programación. El precio marginal horario de la energía de regulación secundaria a bajar 
así calculado estará en cualquier caso limitado por el valor de precio máximo vigente en el 
Mercado Diario, y por el valor de precio mínimo vigente en el Mercado Diario cuando el 
precio marginal de la energía de regulación terciaria haya resultado superior o igual a 0.
Anexo I
Asignación de banda de regulación secundaria
1.  Datos de entrada al proceso de asignación.
1.1  Requerimientos de regulación secundaria del sistema.
El OS determinará y comunicará diariamente a los participantes en el mercado la 
reserva global de regulación secundaria requerida en el sistema eléctrico peninsular 
español para cada período de programación del día siguiente. Además, establecerá la 
relación de reserva a subir y a bajar requerida para las zonas de regulación, y el valor 
máximo y mínimo de banda de potencia admisible en cada oferta. Para ello, el OS seguirá 
los criterios fijados en los procedimientos por los que se establecen los criterios de 
funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico. e.e
La información comunicada a los participantes del mercado se compondrá de los  w.b
siguientes datos: 964ww
––  RReeqquuiissiittooss  ddee  rreesseerrvvaa  aa  sbuabjairr  eenn  eell  ssiisstteemmaa  RRSSSBUABJhh  ((MMWW)).. OE-A-2020-16able en https://
– Valor máximo y mínimo de la banda de potencia de regulación secundaria por oferta 
(suma de la reserva a subir y a bajar de cada oferta individual), denominados 
respectivamente RSBAN  (MW) y RSBAN  (MW).
máx mín
Donde h = Índice del periodo de programación correspondiente.
1.2  Programa de energía previo a la asignación de banda de regulación secundaria.
En el proceso de asignación de ofertas, para establecer el punto de funcionamiento de 
cada unidad de programación, se toman en consideración los valores en energía del último 
programa establecido (PHF/PHFC) para la correspondiente unidad de programación y 
publicado por el OS antes de la asignación de banda de regulación secundaria, teniendo 
en consideración, en su caso, el valor del redespacho de energía incorporado en la oferta 
de banda de regulación secundaria presentada para dicha unidad de programación.
1.3  Integración en zonas de regulación.
Para la presentación de ofertas de reserva de regulación secundaria, la unidad de 
programación deberá estar habilitada previamente por el OS, debiendo estar integrada 
el 100% de la unidad de programación en una única zona de regulación que deberá haber 
sido también previamente habilitada como tal por el OS.
1.4  Ofertas de banda de regulación secundaria.
Las ofertas de regulación secundaria serán presentadas por el responsable de la zona 
de regulación en la que está incluida la unidad de programación y contendrán la siguiente 
información:
– Número de la oferta.
– Oferta de reserva a subir RNS  (MW).
subirh
– Oferta de reserva a bajar RNS  (MW).
bajarh
– Precio de la oferta de la banda de regulación PS  (€MW). Las ofertas deberán 
bandah
respetar los precios técnicos máximos establecidos en el documento de intercambio de 
información entre OS y SM.
– En su caso, redespacho de energía asociado (variación del programa de energía 
necesario respecto al último programa (PHF/PHFC) publicado por el OS antes de la 
asignación de la banda de regulación secundaria) VEP  (+/- MWh), necesario para la 
h
disponibilidad de la banda de regulación secundaria ofertada.
– Código de indivisibilidad de la oferta.
La suma de la reserva a subir y a bajar de una oferta (RNS  + RNS ) deberá 
subirh bajarh
cumplir con los límites máximo y mínimo comunicados por el OS (RSBANmáx y 
RSBANmín).
2.  Funcionamiento del algoritmo de asignación de banda de regulación secundaria.
2.1  Criterios generales.
Para la asignación de la reserva de regulación secundaria se tendrán en cuenta los 
siguientes criterios:
– Cada zona de regulación debe cumplir en cada período de programación la relación  e
entre la reserva a subir y a bajar establecida RSB  [RSB  = RSSUB /RSBAJ  (p.u.)]. bo
h h h h w.
– La asignación de ofertas resultante será la de menor coste que satisfaga el  964ww
rbeaqnud–ea rE itmol ticeaonl sottofee  drdetael d suaen rpavo icori foee lrd tpaer  erdeceiso er eorvsfeaer rdtvaead  rode.eg urelagcuiólanc isóenc usnedcuanridaa.ria será el producto de la  OE-A-2020-16able en https://
2.2  Desarrollo del proceso.
El proceso de asignación cubre los siguientes pasos de forma secuencial:
– Se eliminan del proceso aquellos bloques de oferta que no cumplan los valores 
máximo y mínimo de la banda ofertada establecidos por el OS.
Si RSBAN  < RNS  + RNS , se elimina el bloque n de la oferta i.
máx subirhni bajarhni
Si RSBAN  < RNS  + RNS , se elimina el bloque n de la oferta i.
mín subirhni bajarhni
– Se establece una lista ordenada por costes de los bloques de oferta recibidos para 
cada período de programación (h), estando calculado el coste como:
Coste  = PS  * 1000
hr bandahr
Donde, r = índice que toma un valor variable desde 1 al número total de bloques 
válidos aceptados.
– Se asigna el requerimiento establecido según la prioridad definida por la lista 
ordenada. En cada asignación del bloque de una oferta se debe garantizar el cumplimiento 
de la relación entre la reserva a subir y la reserva a bajar para la zona de regulación a la 
que pertenezca dicha oferta, truncándose los valores en caso contrario y quedando el 
valor truncado pendiente de asignación en iteraciones posteriores. Por tanto, para cada 
bloque de oferta se cumplirá:
Rsubir =Mínimo[RNS +∑RNS , (RNS +∑RNS )*RSB ]- Rsubir .
nh subirmh subirmh bajarnh bajarmh h mh
Rbajar  Mínimo[(RNS +∑RNS )/RSB , RNS +∑RNS ]- Rbajar .
nh subirnh subirmh h bajarmh bajarmh mh
Donde:
n = Índice del bloque de oferta según la lista ordenada por costes.
m = Índice de los bloques de oferta de orden inferior a n, de la misma zona de 
regulación a la que pertenece la unidad de programación en la que se incluye el bloque de 
orden n.
Rsubir  = Banda a subir asignada al bloque de oferta de orden n.
nh
Rbajar  = Banda a bajar asignada al bloque de oferta de orden n.
nh
En caso de que el bloque de oferta a asignar incluya la condición de indivisibilidad, y 
la asignación del mismo suponga el incumplimiento de la relación subir/bajar establecida 
para la zona de regulación a la que pertenece la oferta, se pospondrá su asignación, dada 
su condición de indivisible, quedando pendiente su posible asignación en iteraciones 
posteriores.
El proceso de asignación de reserva a subir y a bajar termina cuando el valor de ∑ 
Rsubir  y ∑ Rbajar  asignada de se encuentra en el intervalo ±10% en torno al valor de la 
n n
reserva de regulación secundaria establecida como requerimiento (RSSUB  y RSBAJ ):
h h
 
  1,1∗𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅 𝑅𝑅𝑅𝑅ℎ > ∑𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑛𝑛ℎ > 0,9∗𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅ℎ 
  En el caso de exis1ti,r1 ig∗u𝑅𝑅a𝑅𝑅ld 𝑅𝑅a𝑅𝑅d 𝑅𝑅dℎe> co∑ste 𝑅𝑅en𝑅𝑅t𝑅𝑅re𝑅𝑅𝑅𝑅 v𝑅𝑅a𝑛𝑛rℎia>s o0fe,9rta∗s𝑅𝑅 e𝑅𝑅n𝑅𝑅 e𝑅𝑅l 𝑅𝑅cℎierre de la asignación,  oe.
se repartirá el valor de cierre de manera proporcional a las bandas ofertadas. w.
La asignación total de reserva de regulación secundaria para cada zona de regulación,  964ww
cpoerrrteesnpeocniednetreás  aa l ad iscuhma az odnea t.odas las asignaciones realizadas a unidades de programación
Los coeficientes de asignación de reserva de regulación secundaria por zona de 
regulación se calcularán según la siguiente fórmula:
 
  Donde: 𝐾𝐾𝑍𝑍 𝑍𝑍 = ∑𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑡𝑡/𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅100
ZR = Código de la zona de regulación.
t = Índice de ofertas asignadas pertenecientes a la zona de regulación ZR.
3.  Validación de ofertas de regulación secundaria.
Previamente al proceso de lectura de ofertas, se comprobará que la unidad de 
programación y la zona de regulación a la que pertenece están habilitadas para la provisión 
del servicio de regulación secundaria.
Tanto durante el proceso de lectura de las ofertas de reserva de regulación secundaria 
como en el de asignación de dichas ofertas, se aplican una serie de comprobaciones. La 
violación de cualquiera de ellas, hará que la oferta sea rechazada total o parcialmente.
El incumplimiento de las comprobaciones realizadas en el proceso automático de 
lectura de la oferta implica su rechazo, sin que pueda aportarse, por las características del 
propio proceso, información precisa sobre la causa del rechazo.
Las comprobaciones se realizan en cuatro etapas diferentes.
– Durante el proceso de lectura de las ofertas.
– En el preproceso de las ofertas previo a la aplicación del algoritmo de asignación.
– En el propio proceso de asignación.
– Al finalizar el proceso de asignación.
A continuación se describen las comprobaciones aplicadas, así como los códigos de 
rechazo asociados a cada una de ellas.
3.1  Comprobaciones aplicadas en el proceso de lectura de las ofertas.
En este mercado se admite una única oferta por unidad de programación, compuesta 
de un número de bloques que pueden ofertar banda a subir y/o bajar para uno o varios 
períodos de programación.
Se contemplan las siguientes restricciones a las ofertas, cuya violación lleva consigo 
el rechazo del bloque de oferta afectado:
La suma de la banda a subir y a bajar de cada bloque deberá estar comprendida entre 
las bandas máxima y mínima comunicadas por el OS junto a los requerimientos de reserva.
La unidad de programación para la que se presente una oferta de reserva de regulación 
secundaria deberá estar integrada en una única zona de regulación, debiendo ser 
presentada la oferta por el responsable de dicha zona de regulación.
Los períodos de programación para los que se efectúa la oferta de reserva de 
regulación secundaria deben estar incluidos en el horizonte del mercado abierto vigente.
No se aceptarán ofertas de unidades de programación no habilitadas para regular.
3.2  Comprobaciones en el preproceso de las ofertas.
Estas comprobaciones se efectúan inmediatamente antes de la aplicación del algoritmo  e
de asignación de ofertas, al requerir la consideración de informaciones tales como  bo
limitaciones de programa por seguridad e indisponibilidades de unidades, que pueden  964ww
habeLrasse c voismtop rmoboadcifiiocnaedsa sq udee ssdee r eeal mlizoamn eennt oe setna  eelt aqpuae  ssoen l elayse rsoignu laiesn otefes:rtas.
– Que la unidad de programación no viole ninguna limitación por seguridad.
– Que la unidad de programación no viole ninguna limitación por indisponibilidad. Bc
Cuando un bloque de oferta incumpla alguna de estas comprobaciones, el bloque será 
rechazado de forma completa, independientemente de si es divisible o indivisible.
Los bloques correspondientes a las ofertas de reserva de regulación secundaria 
pueden tener asociado un redespacho de energía, siendo tenido en cuenta el valor de este 
redespacho al realizar el proceso de validación. El redespacho va asociado al bloque y se 
trata de forma independiente para cada uno de ellos.
3.3  Comprobaciones realizadas durante el proceso de asignación.
Estas comprobaciones son realizadas por el propio algoritmo de asignación, y afectan 
a aquellos bloques de oferta que, por precio, deberían ser objeto de asignación.
Las comprobaciones asociadas son las siguientes:
– Oferta no asignada en su totalidad por no poderse compensar con ofertas de su 
misma zona de regulación para mantener la relación subir/bajar establecida.
– Rechazo por indivisibilidad en oferta de cierre. Este rechazo tiene lugar en el 
prorrateo final frente a otras ofertas con el mismo coste. Las ofertas divisibles son 
suficientes para alcanzar los requerimientos, por lo que las indivisibles no son asignadas.
– Oferta divisible no asignada por ser desplazada por una indivisible. En el prorrateo 
final, si hay ofertas divisibles e indivisibles de una zona de regulación al mismo precio, se 
asignan en primer lugar las divisibles y, si no se alcanzan los requerimientos, se asignan a 
continuación las indivisibles. Si con éstas se supera el máximo del 10% sobre el 
requerimiento publicado para dicho período de programación, se van retirando ofertas 
divisibles hasta conseguir que el conjunto de ofertas asignadas se encuentre dentro del 
margen del +/- 10% respecto al requerimiento publicado.
3.4  Comprobaciones realizadas al finalizar el proceso de asignación.
Una vez finalizado el proceso de asignación, se realizan las siguientes comprobaciones 
de redondeo y asignación que pueden alterar ligeramente el resultado de la asignación 
derivado de la aplicación directa del algoritmo:
– Asignación indivisible: A aquellos bloques indivisibles asignados a los que les quede 
por asignar banda, en un único sentido (a subir o a bajar, pero no en ambos), por debajo 
de un valor determinado (actualmente 2 MW) se les asigna esta banda pendiente.
– Rechazo por asignación mínima: A aquellas ofertas a las que se les ha asignado 
banda en un único sentido (a subir o a bajar, pero no en ambos), por debajo de un 
determinado valor mínimo (actualmente 1 MW), son eliminadas de la asignación.
– Redondeo de asignación: Las bandas asignadas son redondeadas para obtener 
números enteros. El redondeo se hace al valor entero más próximo.
Anexo II
Descripción técnica de la Regulación Compartida del Sistema Peninsular (RCP)
1.  Introducción.
El correcto funcionamiento de los sistemas eléctricos interconectados, desde el punto 
de vista de la seguridad y la fiabilidad de la operación, exige una adecuada coordinación 
de su regulación frecuencia-potencia.
La regulación secundaria forma parte de los sistemas automáticos de control  e.
frecuencia- potencia. w.b
El sistema eléctrico español forma parte de la red síncrona europea continental y, por  964ww
taacnotrod,a edsat áp oorb tloigdaodso l oas  cTuSmOp lqiru elo sp erreteqnueisciteons  ae slata rbelde csiídnocsro pnoar  dlae  Enourrmopaati vCao netuinroepnetaal .y la
los iEnlt eorbcjaemtivboi odse  clao nr eogturolasc isóinst esemcausn daa lroias  evsa,l otrraess  udne  inccoindseingtnea,  dreevsotalvuerar nlad ofr elac ureensceirav ay 
primaria utilizada, teniendo en cuenta asimismo las consignas recibidas de la plataforma
europea de compensación de desequilibrios en tiempo real para evitar activaciones en 
sentido contrario en distintos bloques de control.
Para ello el sistema de regulación genera las señales de control adecuadas para 
modificar el punto de funcionamiento de las unidades conectadas a él de forma que:
– El valor de los intercambios de potencia con otros sistemas se mantenga en el valor 
programado, incorporando en su caso las correcciones que resulten del proceso europeo 
de compensación de desequilibrios (Imbalance Netting).
– El valor de frecuencia del sistema se mantenga en su valor de consigna, común y 
único en la red síncrona interconectada de Europa Continental.
El cumplimiento de los objetivos anteriores es equivalente a mantener el equilibrio 
generación-demanda del sistema interconectado.
En este Sistema de Regulación, el conjunto de la reserva rodante asignada es 
compartido por todas las empresas en orden a:
– La distribución equitativa entre las zonas de regulación, en función de su reserva 
rodante asignada, de las obligaciones de regulación con respecto a desvíos con Francia y 
Portugal (compensados, en su caso, de acuerdo con las consignas recibidas de la 
plataforma europea de compensación de desequilibrios) y variaciones de frecuencia.
– La utilización de las reservas de potencia del conjunto de las empresas de forma 
que se puedan solventar eficazmente los desequilibrios bruscos producción-consumo.
Para realizar esta función de la Regulación Compartida, RED ELÉCTRICA coordina 
directamente a los reguladores de zona, actuando de «Regulador Maestro», es decir, de 
repartidor de señal de regulación, y transmitiendo a los diversos reguladores de zona los 
valores de potencia que deben aportar a la Regulación Compartida, de acuerdo con los 
factores de participación resultantes de la asignación de reservas en el mercado de la 
regulación secundaria. A su vez, genera los resultados del servicio utilizados para la 
liquidación del mismo.
RED ELÉCTRICA realiza su labor de «Regulador Maestro» desde su equipo regulador 
en el Centro de Control del CECOEL. Cuando este no está disponible, el Centro de 
Control 2 de Red Eléctrica asume la función de «Regulador Maestro», actuando como 
respaldo del sistema.
2.  Definiciones.
RCP: Regulación Compartida Peninsular.
Regulador maestro: Sistema de control de energía que recibe las señales básicas de 
la regulación compartida y genera el requerimiento de control de cada zona, así como los 
resultados utilizados para la liquidación del servicio.
Regulador de zona: Sistema de control de energía que, recibiendo el requerimiento de 
control del regulador maestro, controla la generación o el consumo de las unidades 
incluidas en su zona.
Control automático de generación (AGC): Función software utilizada por los 
reguladores de zona para realizar el control frecuencia – potencia, es decir, para ajustar de 
forma automática el punto de funcionamiento de sus unidades en función de unas 
consignas de potencia y frecuencia, anulando su error de control de área.
Error de control de área de la zona (ACE): Desvío, expresado en magnitudes de 
potencia, de los valores de potencia neta y frecuencia respecto a las consignas de una  e
zona de regulación. bo
Generación o consumo de la zona (PI): Valor instantáneo del total de las potencias  964ww
netaPsr odger caamdaa  duen ag ednee lraasc uiónnid oa dceosn spuemrteon deec ielan tzeosn aa  u(NnaS Iz)o: nVaa ldoer  irnesgtualnatcáinóeno. del total de
pgoetneenrcaicai óanc,t iavlam naectean qaumei ecnotror eos pcoonnsduem ao l ap esrutmenae dcieeln pterosg ara umnaa  hzoonraar idoe d ree glausl aucnióidna.des de
Desvío de generación o consumo de la zona (NID): Diferencia entre el valor del 
programa de generación o consumo y la potencia activa neta real de una zona de 
regulación.
Potencia de generación o consumo en control de la zona (PGC): Valor instantáneo de 
la suma del consumo o la generación neta activa que está bajo el control del AGC de una 
zona de regulación.
Desvío del intercambio neto de regulación peninsular (NIDR): Desvío del intercambio 
neto respecto al programado entre el sistema eléctrico español peninsular y los sistemas 
francés y portugués.
Requerimiento total de la regulación peninsular (PRR): Potencia adicional que el 
regulador maestro requerirá al total de las zonas de regulación para anular el desvío del 
intercambio neto de regulación peninsular.
Contribución requerida a la regulación (CRR): Cantidad de potencia requerida por el 
regulador maestro a cada uno de los reguladores de zona para anular el desvío del 
intercambio neto de regulación peninsular.
Reserva secundaria de regulación: Potencia activa a subir y a bajar que puede ser 
movilizada bajo control de una zona de regulación con una constante de tiempo de 100 
segundos.
Reserva asignada a las zonas: Valor de consigna de la reserva secundaria a subir y a 
bajar que debe aportar una zona de regulación como resultado de los mecanismos de 
mercado.
ENTSOE-CE: Área síncrona interconectada de Europa Continental (CE), integrada en 
la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSOE).
3.  Regulador de Zona.
La RCP requiere que tanto el regulador maestro como el de zona permanezcan en 
comunicación, y realicen las funciones que se les encomiendan.
Entre otras, las funciones del regulador de zona son las que se detallan a continuación:
– Recibir la contribución requerida a la regulación de cada zona (CRRi), enviada por 
el Regulador Maestro, quien lo determina por la función de la RCP tal y como se describe 
en los apartados posteriores.
– Reducir el valor de su propio error de control de área (ACE) a cero con la mínima 
i
demora, para lo que el regulador de zona deberá regular en el modo de potencia - 
frecuencia. El ACEi se calcula atendiendo a las siguientes ecuaciones:
   (1)
1
  ACEi =  ·NIDi−10·Bi·(fa−   (f2s))+CRRi
G
  Donde:   NIDi = NSIi−PIi
ACE= error de control de área de la zona i.
i 
NID= desvío de potencia respecto a programa de la zona i.
i 
G = factor de atenuación del desvío de zona.
B = constante de «Bias» de frecuencia de la zona i (positivo).
i
fa = frecuencia real del sistema para la zona i.
fs = frecuencia programada para la zona i.
CRR= contribución requerida a la regulación de la zona i. e.
i  bo
NSI = programa de generación o consumo de la zona i. w.
PI =i generación o consumo de la zona i. 964ww
Lai constante de «Bias» de frecuencia Bi para cada zona de regulación se determina
como:
   (3)
   Bi = B·Kri [MW⁄ ]
0.1 Hz
Siendo:
B = constante de Bias de frecuencia total del Sistema Peninsular.
K  = coeficiente de participación de la zona de regulación en la constante de Bias de 
ri
frecuencia total del Sistema Peninsular.
De las ecuaciones anteriores se infiere que un desvío de generación o consumo 
positivos son consecuencia de un defecto de generación o un exceso de consumo 
respectivamente. Este desvío se traduce en una componente de ACE positiva cuyo efecto 
en una zona de regulación sería, según la naturaleza de la misma, subir generación o bien 
reducir el consumo.
El coeficiente de corrección del desvío de frecuencia para el Sistema Peninsular 
(constante de BIAS) se establece anualmente según directrices de ENTSOE. Se trata por 
lo tanto de una variable de entrada de la RCP.
El coeficiente de participación de cada zona de regulación en la corrección del desvío 
de frecuencia es una variable intercambiada por la RCP en tiempo real. Su valor por 
defecto se comunica a las zonas anualmente, calculándose como la parte proporcional del 
coeficiente total Peninsular de acuerdo con la producción total, o bien con el consumo 
total, de energía en cada zona en el año natural anterior al momento del cálculo.
Adicionalmente, los coeficientes de participación por defecto se recalcularán ante 
cambios estructurales significativos en las zonas de regulación:
– Si se incorpora una nueva zona, se recalculará el reparto de coeficientes por defecto 
teniendo en cuenta la producción, o el consumo de energía de las unidades que la 
componen a lo largo del año natural anterior.
– Si se elimina una zona, se recalculará el reparto de coeficientes por defecto 
sustrayendo su producción o consumo en el año natural anterior.
– Si se producen cambios significativos en la composición de alguna zona, se 
recalcularán igualmente los coeficientes por defecto teniendo en cuenta la producción o el 
consumo en el año anterior de las unidades que hayan entrado o salido de la zona.
– Transmitir a los Reguladores Maestros los siguientes valores:
• Desvío de generación o consumo de la zona (NID).
i
• Programa de generación o consumo de la zona (NSI).
i
• Desvío de frecuencia con respecto a 50 Hz (Δf).
i
• Potencia de generación o consumo en control (PGC).
i
• Suma de los límites reales1 superiores de las unidades incluidas en el cálculo del 
PGC (PGCSUP).
i
• Suma de los límites reales1 inferiores de las unidades incluidas en el cálculo del PGC 
(PGCINF).
i
• Potencia activa de cada unidad de la zona de regulación susceptible de formar parte 
del cálculo del PGC.
• Estado de regulación de cada unidad de la zona de regulación susceptible de formar 
parte del cálculo del PGC.
• Estado de activación o suspensión del AGC de la zona.
• Estado que indique el regulador maestro utilizado por el AGC (CECOEL o Centro de 
Control 2).
4.  Regulador Maestro.
El regulador maestro es responsable de ejecutar la aplicación de la RCP propiamente  bo
dicha. Las funciones fundamentales de la RCP comprenden: 964ww
– Determinación del estado de cada zona.
1  Se entiende por límites reales los límites alcanzables de cada unidad cumpliendo los requisitos de
velocidad de respuesta del servicio de regulación secundaria.
– Determinación del modo de ejecución de la RCP.
– Cálculo del PRR y del CRR para cada zona.
– Supervisión de la respuesta de cada zona y ajuste de los factores de participación 
de cada una de ellas.
– Tratamiento de las reservas de la RCP.
5.  Estados de Zona de Regulación.
Cada zona de regulación tiene asociado un estado, que indica su condición actual y el 
tratamiento que le corresponde en términos de los cálculos utilizados en la función de la 
RCP.
El operador puede seleccionar e introducir por pantalla cuatro posibles situaciones de 
zona:
– ON cuando la zona participa en la regulación compartida.
– OFF cuando la zona no participa en la regulación compartida.
– OFF REE cuando la falta de participación de la zona en la regulación compartida se 
debe a un requerimiento del regulador maestro.
– PRUEBAS cuando la zona está realizando pruebas de regulación.
El estado de regulación de la zona se determina teniendo en cuenta:
– La situación ON/OFF/OFF REE/PRUEBAS introducida por el operador.
– El estado del AGC de la zona.
– El estado de control de las unidades incluidas en la zona.
– La validez de los datos de entrada de la zona.
– El resultado de la lógica de control de respuesta.
Los estados de zona de regulación son:
– OFF: La situación de zona introducida por el operador es OFF u OFF REE. Para 
salir de este modo el operador debe introducir el estado ON o PRUEBAS.
– INACTIVO: La situación de zona es ON o PRUEBAS, pero algún dato recibido del 
regulador de zona no permite que esta participe en la RCP con normalidad. Se verifica 
alguna de las condiciones siguientes:
• El AGC de la zona no está activo.
• El NID es inválido.
• El PGC es inválido.
• El límite superior de regulación es menor o igual que el inferior.
• No hay unidades regulando en la zona.
• El programa de generación o consumo de la zona es inválido.
– ACTIVO: La situación de la zona es ON o PRUEBAS, todos los datos recibidos de 
la zona permiten que esta participe en la RCP (no cumple los criterios de INACTIVO), y la 
zona no cumple con el criterio de paso a emergencia descrito en la sección 8.2.
– EMERGENCIA: La situación de la zona es ON o PRUEBAS, todos los datos 
recibidos de la zona permiten que esta participe en la RCP con normalidad (no cumple los 
criterios de paso a INACTIVO), pero la zona cumple con el criterio de paso a emergencia. 
El criterio de paso a emergencia de la zona se describe en la sección 8.2.
Una vez que una zona está en este estado permanece en él hasta que se cumpla una  bo
de las siguientes condiciones: 964ww
––  LEal  ozpoenraa dcuomr epjleec luatsa  cuonn dreicsieotn dees  qlau eR CseP .han descrito para pasar a estado INACTIVO.
en la–  sLeac czioónna 8 c.2u.mple las condiciones para pasar a estado ACTIVO, tal y como se describe  BOE-A-cable e
Para evitar inestabilidades en el funcionamiento de la RCP, la salida de la zona del 
estado OFF y del estado INACTIVO debe ser al estado EMERGENCIA. El error de 
respuesta se inicializa tal y como se describe en la sección 8.1.
6.  Modos de la RCP.
6.1  Descripción de los modos de la RCP.
La RCP se ejecuta en cada momento en uno de los seis modos siguientes:
– NORMAL: El modo NORMAL de la RCP representa el estado más deseable de la 
operación del sistema conjunto.
– FRECUENCIA: El modo FRECUENCIA de la RCP es representativo de la situación 
en la cual el sistema peninsular, bien se ha quedado aislado de Francia, o bien se 
comporta como si se hubiese producido dicha situación de aislamiento. La función de la 
RCP toma las medidas apropiadas tendentes a mantener la seguridad del sistema, las 
cuales se traducen en regular en modo NORMAL suponiendo un desvío de intercambio 
nulo (NIDR = 0).
El modo FRECUENCIA permanece efectivo hasta que se restablece la conexión con 
Francia, o desaparece la situación que originó el paso a este modo. La sección 6.2 
describe la lógica de paso a modo frecuencia y de la salida del mismo.
– MODO CONTROL BLOCK A REGULAR PENÍNSULA: En este modo, la RCP pasa 
a regular únicamente el desvío con Francia, actuando como si la Península Ibérica fuese 
un bloque de control único.
Este modo puede establecerse manualmente, o bien de forma automática cuando la 
medida del desvío de intercambio con Portugal es inválida durante un tiempo superior a un 
número de ciclos determinado CBLIM.
– FROZEN: Este modo de ejecución hace que todas las zonas de regulación en 
estado Activo o Emergencia pasen a regular en Modo Permisivo. En este modo se modifica 
el valor de la contribución requerida a cada zona, de forma que su Error de Control de Área 
sea igual a 0 en cada ciclo de ejecución. De esta forma se congela la respuesta esperada 
de cada zona.
El modo FROZEN se activa automáticamente ante situaciones de emergencia en el 
sistema europeo (desvíos de frecuencia mayores de MFF mHz con duración superior a 
MFT segundos). También se podrá conmutar manualmente a este modo cuando la RCP 
esté funcionando previamente en modo NORMAL o FRECUENCIA.
– NULO: Este modo se establece cuando el modo de la RCP no se puede determinar 
con certeza como NORMAL, FRECUENCIA, CONTROL BLOCK PENÍNSULA o FROZEN.
El modo NULO, una vez que se establece, permanece efectivo bien hasta que uno de 
los otros modos pueda determinarse sin ambigüedad, o bien hasta que, transcurrido un 
tiempo  NTOLIM  dado,  la  Regulación  Compartida  pase  a  modo  suspendido 
automáticamente.
– SUSPENDIDO: La RCP se suspende preventivamente al estar en modo NULO más 
de un tiempo definido NTOLIM.
6.2  Determinación del modo de la RCP.
El modo de la RCP se determina tras la asignación de los estados de zona, en el orden 
y forma siguiente:
1.  Chequeo de modo NULO. o
Las condiciones de paso a NULO son cualesquiera de las siguientes: 964ww
– El valor del desvío del intercambio neto entre España y Francia (NIDF) es inválido
(Ppe.en.i ndseublaidro n ao  leas ptáé radisidlaad doe d aelg Furnaan cdiea .las telemedidas que forman este valor) y el Sistema
– El valor de la frecuencia f 2 es inválido.
a
– No hay capacidad de regulación, es decir, no existen zonas cuyo estado sea ACTIVO 
o EMERGENCIA.
– No puede detectarse con certeza el estado de conexión con Francia.
2.  Chequeo de modo FRECUENCIA.
Si el modo no es NULO, se verifica si se cumple alguna de las condiciones de paso a 
modo FRECUENCIA:
– Se ha detectado que el sistema peninsular está aislado de Francia.
– El sistema se comporta como si estuviese desconectado de Francia. Para ello se 
deben cumplir las condiciones siguientes:
• El desvío de frecuencia3 es del mismo signo que el desvío con Francia, es decir Δf · 
NID  > 0.
F
• El valor absoluto del desvío de frecuencia es superior a un umbral UM, es decir Δf > 
UM. Si en ciclo previo la RCP ya estaba en modo FRECUENCIA, dicho umbral se ve 
disminuido en una banda muerta BM, es decir Δf > UM - BM [Hz].
3.  Chequeo de modo CONTROL BLOCK PENÍNSULA
Las condiciones de paso a este modo son las siguientes:
– La medida del desvío de intercambio con Portugal es inválida.
– La condición anterior permanece durante un tiempo superior a un número de ciclos 
determinado CBLIM.
4.  Chequeo de modo FROZEN.
Las condiciones de paso a este modo son las siguientes:
– La medida del desvío de frecuencia es mayor de MFF [mHz].
– La condición anterior permanece durante un tiempo superior a un número de 
segundos determinado MFT.
5.  Chequeo de modo NORMAL.
Si tras las comprobaciones anteriores se determina que el modo actual no es NULO, 
FRECUENCIA, CONTROL BLOCK PENÍNSULA o FROZEN, entonces se deduce que el 
modo actual es NORMAL.
6.3  Suspensión y activación de la RCP.
La RCP puede ser activada o suspendida por el operador a través de la pantalla por 
medio de un punto sensible.
Como se indica en la sección 6.1, la RCP puede también ser suspendida 
automáticamente si el tiempo de funcionamiento en modo NULO supera un umbral 
NTOLIM.
Transcurrido un tiempo OTOLIM tras la suspensión, la situación de las zonas pasa 
automáticamente a OFF. La situación de las zonas deberá ser pasada manualmente a ON 
tras la activación. s
2  La RCP dispone de varias medidas de frecuencia ordenadas por prioridad. 964ww
para 3c adNaó pteesreío qduoe),  eyl  ndoe srevsíop edcet ola a flr evaculoern ncoiam sinea cl.alcula respecto al valor programado (dictado por la ENTSOE
7.  Algoritmo de la RCP.
7.1  Requerimiento total de la regulación peninsular PRR.
El requerimiento total de la regulación peninsular se calcula siempre como sigue:
𝑁𝑁   si     (4a)
1
𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑃 𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑅𝑅 +𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝐸𝐸  𝑃𝑃𝑃𝑃𝐸𝑃𝑃𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐)−∑ 𝐸𝑋𝑋𝑖𝑖 𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑖𝑖 |𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃| ≥ 𝐷𝐷𝐷𝐷𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃
  O bien:   𝑖𝑖𝑖𝑖𝐸𝐸
  si     (4b)
    Donde:   𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑃  𝑃 |𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃|< 𝐷𝐷𝐷𝐷𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃
F(CNID ) = valor filtrado del desvío del intercambio neto de regulación NIDR, 
R
compensado en su caso (véase filtro no lineal en sección 7.2).
CNID  = NID +ESTIGCC·P .
R  R corr
ESTIGCC = estado de participación de España en IGCC (plataforma europea de 
compensación de desequilibrios; tomará valor 0 en caso de no participar y 1 en caso de 
que España esté participando en el proceso).
P  = Potencia de corrección del desvío recibida de la plataforma europea de 
corr
compensación de desequilibrios Imbalance Netting.
G = factor de atenuación del desvío de zona.
N = número de zonas de la Regulación Compartida.
X = 1 si el estado de la zona i es ACTIVO.
i
0 si el estado de la zona i no es ACTIVO.
NID = desvío de generación o consumo de la zona i.
i
DBPRR = banda muerta por debajo de la cual se hará PRR = 0.
El cálculo de intercambio neto de regulación NID  se realiza como sigue:
R
   (5)
    si RCP en  MO𝑁𝑁D𝑁𝑁𝑁𝑁O𝑅𝑅 C=ON𝑁𝑁T𝑁𝑁R𝑁𝑁O𝐹𝐹L− B𝑁𝑁L𝑁𝑁O𝑁𝑁C𝑃𝑃K A REGULAR PENÍNSULA  (5b)
    𝑁𝑁𝑁𝑁S𝑁𝑁i𝑅𝑅en=do𝑁𝑁: 𝑁𝑁𝑁𝑁𝐹𝐹
NID  = desvío del intercambio neto de regulación.
R
NID  = desvío del intercambio neto de España con Francia.
F
NID  = desvío del intercambio neto de España con Portugal.
P
El desvío de intercambio neto con Francia NID 4, se calcula como sigue:
F
𝑀𝑀    (6)
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝐹𝐹 = ∑𝑃𝑃𝑁𝑁𝑘𝑘 −𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝐹𝐹
    𝑘𝑘𝑘𝑘
Donde:
NSI  = intercambio neto programado de la Península Ibérica con Francia (positivo es  e.
F bo
una compra de España a Francia). w.
M = número de interconexiones entre España y Francia. 964ww
otro) 4g eEnel vraanlodro a sbesnodluatso  adlealr mintaesr.c aAm sbui ov enze,t os ic doinc hFor adnecsiav íoN IpDeFr msea ncoemcep aproar  ceonnc idmoas  dlíem uitens t e(urcneor  mlímayitoer  pqoure  uenl   OE-A-2020-16able en https://
tiempo superior a un período preestablecido, se genera una alarma adicional. Bc
PI  = intercambio neto filtrado por la interconexión k que cruza la frontera entre España 
K
y Francia5 (la dirección positiva es de Francia hacia España).
El desvío del intercambio neto con Portugal NID , se calcula como sigue:
P
𝑀𝑀    (7)
𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑃𝑃 = ∑𝑃𝑃𝑁𝑁𝑘𝑘 −𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑃𝑃
Donde:
    𝑘𝑘𝑘𝑘
NSI  = intercambio neto programado entre España y Portugal (positivo es una compra 
P
de Portugal a España).
M = número de interconexiones entre España y Portugal.
PI  = intercambio neto filtrado por la interconexión k que cruza la frontera entre España 
K
y Portugal6 (la dirección positiva es de España hacia Portugal).
7.2  Filtrado del desvío de intercambio neto de regulación compensado CNID .
R
El valor de la magnitud CNID  puede contener perturbaciones, a menudo pequeñas, 
R
de carácter aleatorio. La función de la RCP incluye un filtro no lineal cuyo objeto es 
aprovechar la ventaja que supone el procesar la entrada básica o primaria (en este caso 
el NID ) de un sistema de control a través de una lógica de filtrado diseñada para eliminar 
R
acciones de control innecesarias y sin efecto práctico y alcanzar, por añadidura, objetivos 
adicionales tales como la minimización de la integral del desvío compensado con Francia 
y Portugal (mejor dicho el valor de NID ), lo cual supone, con una buena aproximación, la 
R
minimización del desvío de intercambio inadvertido. La lógica del filtro no lineal reduce la 
integral de CNID  sin utilizar control integral.
R
El funcionamiento del filtro no lineal se resume como sigue:
FCNID  = CNID   (8 a)
R R
Si el valor absoluto de CNIDR supera el umbral NFK  o se inhibe el filtrado del desvío 
2
de intercambio con objeto de mantener la seguridad del sistema.
Un valor de CNID  grande debe ser corregido sin mayores consideraciones.
R
FCNID = 0  (8 b) cuando el valor absoluto del acumulador A es inferior al umbral NFK
R 1
El acumulador A se calcula como el último valor de CNID  más el valor de la integral 
R
de CNID  (B6) multiplicado por una ganancia NFK . Un valor pequeño de A implica que 
R 3
tanto el valor del NID  como el valor de su integral es pequeño, por lo que no precisa 
R
acción alguna de control, pudiendo considerarse el FCNID  nulo.
R
5  El valor del flujo de potencia por cada interconexión con Francia y Portugal se determina como el mejor 
entre el valor del flujo en el lado español y el valor del flujo en el lado francés y portugués cambiado de signo. El 
valor seleccionado se filtra por medio de un filtro de constante de tiempo T previamente a su utilización en el 
cálculo del NID y del NID.
F P
PIPI t1t
PI tPI t1 FILTRADO
FILTRADO FILTRADO Tt
Siendo Δt el tiempo transcurrido entre los instantes t-1 y t. e.
6  El algoritmo determina de forma independiente el valor de la integral de NIDR en las horas punta y en las  bo
hcoorrraess pvoanlldei,e ncotens .el fin de corregir el error de energía correspondiente a cada tipo de horas en su período  2020-16964n https://ww
FCNID  = 0  (8 c) cuando siendo el valor absoluto del acumulador A superior al umbral 
R
NFK , el signo del CNIDR es opuesto al signo de su integral
1
En esta situación el propio CNID  tiende a reducir el valor de la integral, y no se ejerce 
R
acción de control alguna, forzando el valor de FCNID  a cero.
R
FNID  = CNID ·NFK   (8 d) cuando el valor absoluto del acumulador A es superior al 
R R 4
umbral NFK  y el signo del NID  coincide con el de su integral
1 R
La integral de CNID  tiende a crecer, por lo que se precisa una acción de control que 
R
tienda a reducir dicha integral, por lo que al valor de CNID  se le aplica una ganancia 
R
NFK .
4
7.3  Cálculo de la contribución requerida a la regulación CRR.
i
El cálculo del CRR depende de diversos factores:
i
– Modo de la RCP.
– Estado de las zonas.
– Si se cumplen o no las condiciones del modo permisivo de regulación.
Según lo anterior, el valor del CRR se calcula de las formas que se detallan a 
i
continuación:
1.  Para el modo de la RCP NORMAL o FRECUENCIA, los CRR se calculan 
i
repartiendo el PRR entre los reguladores de zona que están en servicio, es decir, entre 
aquellos cuyo estado no es OFF ni INACTIVO:
– Si el estado de la zona es ACTIVO:
   (9)
  – Si el estado de la zon a es E𝐶𝐶M𝐶𝐶E𝐶𝐶R𝑖𝑖G=E𝐾𝐾N𝑖𝑖C·I𝑃𝑃A:𝐶𝐶𝐶𝐶
   (10)
1
  En ambos casos, Ki es𝐶𝐶  𝐶𝐶el𝐶𝐶 f𝑖𝑖ac=to𝐾𝐾r 𝑖𝑖d·e( p𝑃𝑃a𝐶𝐶rt𝐶𝐶ici𝑃pació·n𝑁𝑁 e𝑁𝑁𝑁𝑁nv𝑖𝑖)iado a la zona i, según se detalla 
𝐺𝐺
en la sección 8.3.
2.  En el modo NORMAL o FRECUENCIA de la RCP una zona puede regular en 
modo permisivo. Las condiciones que se deben dar para que esto se produzca son:
– El error de control de área de la zona es de signo contrario al error de control de 
área de la Península.
El error de área de la zona se calcula suponiendo que el CRR está dado por las 
i
ecuaciones (9) o (10) según sea el estado de la zona. Así pues:
 
1 s
  Para determinar el er𝐴𝐴ro𝐴𝐴r 𝐴𝐴d𝑖𝑖 e= co𝐴𝐴n𝐶𝐶tr𝐶𝐶ol𝑖𝑖 d+e ár·e𝑁𝑁a 𝑁𝑁d𝑁𝑁e𝑖𝑖 c−ad1a0 z·o𝐵𝐵n𝑖𝑖a·, ∆se𝑓𝑓 utiliza el valor del desvío  e.e
𝐺𝐺 bo
de frecuencia Δf disponible en el regulador maestro. w.
El error de área global de la península, ACE , se calcula como: 964ww
R    (11)
   𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝑅𝑅 = 𝐴𝐴𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑅𝑅−10·𝐵𝐵·𝐵𝐵𝐵
– El valor absoluto de ACE  supera un determinado umbral.
R
Una vez iniciada la regulación en modo permisivo, se mantiene mientras el valor 
absoluto del ACE  sea superior al umbral UMACE menos una banda muerta DBACE.
R
Cuando se cumplen ambas condiciones, la acción de control de la zona tendería a 
incrementar el valor del ACE  en lugar de a disminuirlo, aun cuando para el conjunto de las 
R
zonas la acción total sea correcta y tienda a disminuir dicho error de área global. Cuando 
el valor del ACE  es grande, esta forma de actuar no es apropiada, por lo que, para 
R
evitarla, el CRR de la zona se calcula como:
i
   (12)
1
  Esto equivale a anula𝐶𝐶r 𝐶𝐶 e𝐶𝐶l A𝑖𝑖C=E−, con· 𝑁𝑁lo 𝑁𝑁q𝑁𝑁u𝑖𝑖e+ se1 0an·u𝐵𝐵la𝑖𝑖 ·la∆ a𝑓𝑓cción de control durante el ciclo 
i 𝐺𝐺
para la zona i. Sustituyendo en las ecuaciones anteriores:
1   1 1
𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖 =𝐴𝐴𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖+ ·𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑖𝑖−10·𝐵𝐵𝑖𝑖·∆𝑓𝑓=− ·𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑖𝑖+10·𝐵𝐵𝑖𝑖·∆𝑓𝑓+ ·𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑖𝑖−10·𝐵𝐵𝑖𝑖·∆𝑓𝑓
𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖 =𝐴𝐴𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖+1· 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑖𝑖−10·𝐵𝐵𝑖𝑖·∆𝑓𝑓=−1·𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑖𝑖+10·𝐵𝐵𝑖𝑖·∆𝑓𝑓+1·𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁  𝑖𝑖−10·𝐵𝐵𝑖𝑖·∆𝑓𝑓=𝐺𝐺0   𝐺𝐺 𝐺𝐺
3.  En el m𝐺𝐺odo NULO de la RCP los 𝐺𝐺CRR de cada zona se m𝐺𝐺antienen constantes en 
 el último valor =vá0lido que tu viese en el modoi  anterior. Si el modo NULO se mantiene 
suficiente tiempo como para que la RCP se suspenda automáticamente, los CRR dejarán 
i
de enviarse a los reguladores de zona.
4.  En el modo FROZEN de la RCP todas las zonas de regulación en estado Activo o 
Emergencia pasan a regular en modo permisivo.
En este modo se modifica el valor de la contribución requerida a cada zona, de forma 
que su Error de Control de Área sea igual a 0 en cada ciclo de ejecución. El CRRi de cada 
zona se calcula como:
   (12)
1
  8.  Supervisión de la𝐶𝐶 R𝐶𝐶  e𝐶𝐶s𝑖𝑖p=ue−sta d·e𝑁𝑁 u𝑁𝑁n𝑁𝑁a𝑖𝑖 +Zo1n0a.·𝐵𝐵𝑖𝑖 ·∆𝑓𝑓
𝐺𝐺
Con el fin de garantizar que se alcanzan los objetivos de la función RCP, resulta 
necesario incorporar una lógica que supervise el funcionamiento de cada zona y que 
determine si cada una de ellas responde razonablemente dentro de las condiciones que la 
Regulación Compartida atraviesa en cada momento.
Para ello se utiliza una lógica de control de respuesta al principio de la lógica general, 
para ver si la magnitud de estos valores es consistente con el CRR que se les envió en la 
i
ejecución anterior de la RCP. La lógica de supervisión de respuesta de zona es la responsable 
de determinar si una zona determinada cumple el criterio de emergencia. El estado de cada 
zona se determina por medio de esta lógica en cada ciclo de ejecución de la RCP.
8.1  Supervisión de la respuesta de potencia en control.
– Potencia en control deseada de la zona i.
En primer lugar se determina la potencia en control deseada para que la zona i anule 
su error de control de área. Se calcula como la potencia de generación o consumo en 
control PGC7 del ciclo anterior incrementada por el error de control de área de dicho ciclo: es
   (13) 964ww
  poten7𝑃𝑃 ci𝑃𝑃aE 𝑃𝑃dl 𝑃𝑃ev a𝑖𝑖lal(os𝑡𝑡r 𝑡 udn𝑡eid Pa𝑃𝑃Gd𝑃𝑃eCs𝑃𝑃  s𝑖𝑖y(e d𝑡𝑡 ree𝑡 lcoibs𝑡  e𝑡e sd𝑡tea d𝑃𝑃𝑡looss·  rd𝑁𝑁eeg𝑁𝑁 ru𝑃𝑃ela𝑖𝑖g(du𝑡𝑡olar𝑡ceisó𝑡 nd𝑡 ee𝑡 nzvoi𝑃𝑃and𝑡𝑡ao,𝑡𝑡 sy 𝑖𝑖 d(see𝑡𝑡s 𝑡cdael𝑡 clau𝑡sla𝑡 z ao𝑡 ns0aus · vd𝐵𝐵eez𝑖𝑖  rae· g∆pua𝑓𝑓la𝑖𝑖rt(cir𝑡𝑡i ód𝑡ne.  S𝑡lae𝑡s  pmueeddied aesle dgeir   OE-A-2020-16able en https://
entre el valor telemedido o el valor calculado. A su vez existe la opción de que  el valor escogido se filtre  Bc
previamente a su utilización en el algoritmo.
Siendo:
PGC(t-1) = PGC recibido de la zona i en el ciclo anterior.
i i
NID(t-1) = NID recibido de la zona i en el ciclo anterior.
i i
CRR(t-1) = CRR enviado a la zona i en el ciclo anterior.
i i
Df (t-1) = desvío de frecuencia de la zona i en ciclo anterior; si el desvío de frecuencia 
i
de dicha zona es inválido se utiliza el valor del desvío del ciclo anterior del regulador 
maestro.
– Respuesta esperada de la zona i.
La respuesta esperada de la zona i depende de si ha habido o no cambios en el estado 
de control de las unidades de la zona incluidas en el cálculo del PGC.
i
• Sin cambios de estado de control de las unidades:
Con el valor de PGCD, que como se ve tiene en cuenta el CRR que se le envió en el 
i i
ciclo anterior, se modela la respuesta esperada de cada zona cuyo estado sea ACTIVO o 
EMERGENCIA. Para ello se utiliza una función simplemente exponencial de primer orden 
del tipo:
 
𝑆
𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖 = 𝑠𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖(𝑠𝑠𝑠
  Si no ha habido cambios  en las u𝑆n+ida𝑠𝑠d𝑠e𝑠𝑠s𝑆 p𝑖𝑖articipantes en el cálculo del PGC, se 
expresa de la forma siguiente:
   (14a)
  𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆1𝑖𝑖(𝑡𝑡) = 𝛼𝛼1𝑖𝑖 ·𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖(𝑡𝑡)+(1−𝛼𝛼1𝑖𝑖)·𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆1𝑖𝑖(𝑡𝑡−1)
Siendo:
SUM1(t) = valor esperado de la potencia total de regulación de la zona para el ciclo 
i
actual de control.
SUM1(t-1) = valor esperado de la potencia total de regulación de la zona en el ciclo 
i
anterior de control.
T1 = constante de tiempo que simula la velocidad de respuesta de la zona i.
i
α = cociente entre el tiempo del ciclo de ejecución del algoritmo y la constante de 
1i 
tiempo T1.
i
• Con cambios de estado de control de las unidades:
Si ha habido cambios en el estado de control de las unidades de la zona, la respuesta 
esperada se hará igual a la potencia actual más el error filtrado del ciclo anterior:
   (14b)
  𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆  1𝑖𝑖(𝑡𝑡) = 𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖(𝑡𝑡)+𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡−1)
– Error de respuesta de la zona i.
Para determinar el error de respuesta se utiliza la siguiente lógica, con vistas a reducir 
el valor del error al mínimo:
• Si el valor de PGCi es un valor comprendido entre el valor de SUM1i y el valor de  oe.e
PGCD: b
i w.
    𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝑖𝑖(𝑡𝑡𝑡𝑡 𝑡   (15a) 2020-16964n https://ww
• Si el valor de PGCi es más próximo a SUM1i que a P  G(C1D5bi:) cve: BOE-A-Verificable e
  𝐸𝐸 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑖𝑖(𝑡𝑡) = 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆1𝑖𝑖(𝑡𝑡)−𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖(𝑡𝑡)
• Si el valor de PGC es más próximo a PGCD que a SUM1:
i i i
   (15c)
  𝐸𝐸 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑖𝑖(𝑡𝑡)= 𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖(𝑡𝑡)𝑡𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖(𝑡𝑡)
– Error de seguimiento retardado de la zona i.
El error de respuesta de la zona resultante se pasa a través de un filtro de retardo, y 
se limita de la forma:
 
1
Que expresado de forma d𝑆𝑆i𝑆𝑆sc𝑆𝑆re𝑖𝑖ta=: 𝑠𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝑖𝑖(𝑠𝑠𝑠
    1+𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑖𝑖
  si     (16a)
  𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡𝑡 𝑡 𝑡𝑡2𝑖𝑖 ·𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸  𝑖𝑖(𝑡𝑡𝑡𝑡(1−𝑡𝑡2𝑖𝑖𝑡·𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡−1𝑡  |𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡𝑡| ≤ 𝐾𝐾𝐾𝐾𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖
  si     (16b)
𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡)
  Siendo: 𝑆𝑆 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡)= 𝐾𝐾3·𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖 ·|𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡)|  |𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡)| > 𝐾𝐾3·𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖
SUMi(t) = error de seguimiento retardado de la zona para el ciclo actual de control.
SUMi(t-1) = error de seguimiento retardado de la zona en el ciclo anterior de control.
T2 = constante de tiempo de retardo del error de respuesta de la zona i.
i
α  = cociente entre el tiempo del ciclo de ejecución del algoritmo y la constante de 
2i
tiempo T2i.
K3 = constante que limita el error de respuesta retardado de la zona i.
AT = umbral de mala respuesta de la zona i.
i
El valor absoluto del error retardado SUM está por lo tanto limitado a K3 veces AT, con 
i i
el fin de evitar que crezca de forma indefinida.
El uso de este filtro de retardo permite que un error de seguimiento persista durante un 
tiempo ajustable, que depende de la magnitud del error, antes de que alcance el umbral de 
mala respuesta AT para la zona. La constante de tiempo T2i y los parámetros involucrados 
i
en la determinación del umbral de mala respuesta, deben ajustarse en función de los 
criterios de buena regulación que se establezcan.
– Cálculo del umbral de mala respuesta de la zona i.
El umbral de mala respuesta de la zona AT se utiliza para compararlo con el valor 
i
absoluto del error retardado SUM, tal y como se detalla en la sección 8.2. El valor de dicho 
i
umbral se calcula como:
  si     (17a)
  𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖 = 𝐾𝐾𝐾  𝐾𝐾𝐾𝐴𝐴𝐾𝐾𝐾𝐾𝐴𝐴𝐾𝐾𝑖𝑖 𝐾(𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅  s𝑅𝑅i 𝐾𝐾𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅 𝑅𝑅   𝑅𝑅(1)7b) 𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖 ≥ 𝐾𝐾𝐾
      𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖 = 𝐾𝐾4 𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖 < 𝐾𝐾4
Siendo:
RESNUP = reserva nominal a subir de la RCP en la hora en curso.
RESNDW = reserva nominal a bajar de la RCP en la hora en curso.
CTBCAP = capacidad nominal de contribución a la regulación de la zona i en la hora  e.
i o
en curso. w.b
K2 = constante para el cálculo de ATi. 964ww
K4 = constante que limita el valor mínimo de ATi.
véasPea rlaa  suencac idóens 8cr.3ip.ción detallada del significado de RESNUP, RESNDW y de CTBCAPi
– Inicialización del error de seguimiento retardado de la zona i en el paso de 
EMERGENCIA a ACTIVO.
El valor del error retardado SUM debe inicializarse si la zona entra o sale del estado 
i
EMERGENCIA, tal y como se indica a continuación:
   (18)
𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡
  Siendo: 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡𝑡𝑡  𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡|𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡|𝑡𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖 𝑡 𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆0𝑖𝑖
NPK2 = constante para la inicialización del error retardado.
ATi = umbral de mala respuesta de la zona i.
 
 = signo de error de retardo en el ciclo anterior.
𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡
De esta forma si el error ERR sigue aumentando la nueva condición de mala respuesta 
    |𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡| i
se detecta inmediatamente en el ciclo siguiente, mientras que si disminuye no da lugar a 
nueva detección.
– Inicialización de las variables de seguimiento de respuesta de la zona i en el paso 
de OFF o INACTIVO a EMERGENCIA.
La salida del estado OFF o INACTIVO de una zona siempre se produce al estado 
EMERGENCIA, tal y como se describe en la sección 5. Las variables de seguimiento de 
respuesta se inicializan conforme a lo expuesto a continuación:
PGCD  El valor de la potencia en control deseada de la zona i se determina según la 
i
ecuación (13), estimando mediante las ecuaciones (9), (10) y (12) el valor de CRR que la 
i
zona hubiese tenido durante el ciclo anterior (incluye la consideración de regulación en 
modo permisivo).
SUM1  El valor de la respuesta esperada de la zona i se inicializa al valor de PGCD.
i i
ERR  El error de la respuesta de la zona i, se hace:
i
   (19)
  SUMi  El error retarda do𝐸𝐸 d𝐸𝐸e𝐸𝐸 l𝑖𝑖a =re𝑆𝑆s𝑆𝑆pu𝑆𝑆e𝑆st𝑖𝑖a− d𝑃𝑃e 𝑃𝑃la𝑃𝑃 𝑖𝑖zona i se iguala al umbral de mala 
respuesta AT con el mismo signo que ERR.
i i
8.2  Cálculo de los factores de corrección: paso al estado EMERGENCIA.
– Condición de mala respuesta.
La participación de cada zona i en la regulación se define en cada hora por medio de 
la capacidad nominal de contribución a la regulación de la zona CTBCAP, como se explica 
i
en la sección 8.3. El algoritmo realiza un seguimiento de la respuesta de la zona i 
determinando el error retardado de respuesta SUM, tal y como se ha descrito en la 
i
sección 8.1.
Estando la zona en estado ACTIVO, su respuesta no es la adecuada si se cumple la 
condición de mala respuesta:
   (20)
  – Detección de mala r espuesta|𝑆𝑆 p𝑆𝑆o𝑆𝑆r e𝑖𝑖|xc>es𝐴𝐴o𝐴𝐴 o𝑖𝑖 por defecto. w.bo
(PGLCaD mi) ay lala  rpeostpeunecsiata e ens c poonrt reoxl c(PesGoC si)i  elas  ddifee rseennctiidao e cnotrnet rlaar pioo atel nPcRiaR e:n control deseada

    (𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝐷𝐷𝑖𝑖 −𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖)·𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑃 𝑃
Dado que el signo de la diferencia (PGCD - PGC) es habitualmente el mismo que el 
i i
del error ERR o que el del error retardado SUM, la condición de respuesta por exceso 
i  i
puede expresarse como:
 
  Ahora bien, en condicione s norm𝑆𝑆a𝑆𝑆le𝑆𝑆s 𝑖𝑖o·c𝑃𝑃u𝑃𝑃rr𝑃𝑃e q𝑃ue𝑃 el PRR es pequeño y puede oscilar 
alrededor del valor nulo. Esto puede dar lugar a que una mala respuesta en estas 
situaciones se detecte alternativamente como por defecto o por exceso debido al cambio 
de signo del PRR, impidiendo en último término el paso de la zona a EMERGENCIA. Para 
evitar esta situación se define una banda muerta KD que permite calcular la variable 
LPRR, la cual se determina como se indica a continuación:
   (21a) si    o si    y además   
      𝐿𝐿𝐿𝐿 𝐿𝐿𝐿𝐿 𝐿 𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿      (21b) |𝑃𝑃si𝑃𝑃 s𝑃𝑃i e|n>do𝐾𝐾   𝐾𝐾 |𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃  |s≤e c𝐾𝐾u𝐾𝐾mple    𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿 𝐿𝐿 𝐿 𝐿
      La co𝐿𝐿n𝐿𝐿d𝐿𝐿ic𝐿𝐿ión𝐿 d𝐿e mala  resp uesta po|r𝑃𝑃 e𝑃𝑃x𝑃𝑃ce|s≤o 𝐾𝐾se𝐾𝐾 identif ica por 𝐿𝐿ta𝐿𝐿n𝐿𝐿to𝐿𝐿 s𝐿i 𝐿𝐿e𝐿𝐿l e𝐿𝐿rr𝐿or 𝐿retardado 
SUM es de signo contrario al LPRR, es decir, si se cumple la desigualdad:
i
   (22)
    𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖 ·𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿 𝐿 𝐿
– Cálculo del factor de corrección de la zona i.
En la situación de mala respuesta de la zona i, se debe proceder a ajustar la 
participación de dicha zona en la regulación por medio de factores de corrección, de tal 
manera que la respuesta deseada se aproxime a la respuesta real de la zona. Esto se 
consigue modificando por medio de los términos Δ1 y Δ2 los factores de corrección de 
zona, cuyo valor nominal es la unidad (CORFTR= 1):
i
• Mala respuesta por exceso: Si el estado de la zona i es ACTIVO, y cumple las 
condiciones de mala respuesta por exceso (20) y (22), dicha situación se rectifica 
incrementando el factor de corrección de la zona i.
   (23a) si CORFTRi < 1
|𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖|
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 = 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 +∆1·
    𝐴𝐴𝐶𝐶𝑖𝑖   (23b) si 1 ≤ CORFTRi ≤ 2
1 |𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖|
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 = 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 + ·
    CORFTRi = ∆0 2 (23𝐴𝐴c)𝐶𝐶 𝑖𝑖si CORFTRi > 2;
en este caso el estado de la zona i pasa a EMERGENCIA
• Mala respuesta por defecto: Si el estado de la zona i es ACTIVO, cumple la condición 
de mala respuesta (20), pero no la de respuesta por exceso (22), la situación se corrige 
disminuyendo el factor de corrección de la zona i.
   (24a) si CORFTRi > 1
𝐴𝐴𝐶𝐶𝑖𝑖 es
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 = 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 ·∆2· e.
    |𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖|    (24b) si CORFTR ≤ 1 w.bo
    𝐶𝐶𝐶𝐶e𝐶𝐶 n𝐶𝐶 eC𝐶𝐶s𝐶𝐶Ote𝑖𝑖R =cFaTs𝐶𝐶Ro𝐶𝐶 i e𝐶𝐶=l  𝐶𝐶0e𝐶𝐶 st𝐶𝐶a(𝑖𝑖2d−4oc d∆) e1 s lia·  |𝐶𝐶z𝑆𝑆𝐶𝐶o𝐴𝐴𝑆𝑆n𝐶𝐶𝐶𝐶𝑆𝑆a𝑖𝑖𝐶𝐶 𝑖𝑖i𝐶𝐶 |p𝐶𝐶a𝑖𝑖s≤a a∆ E1M·E|𝑆𝑆R𝐴𝐴𝑆𝑆G𝐶𝐶𝑆𝑆𝑖𝑖E𝑖𝑖N| ;C  IAi cve: BOE-A-2020-16964Verificable en https://ww
• Retorno a la buena respuesta: Si el estado de la zona i es EMERGENCIA, y el valor 
absoluto del error retardado es inferior al umbral de mala respuesta menos una banda 
muerta ATDB, la zona retorna a estado ACTIVO:
   (25) si  ;  el estado de la zona i pasa 
a ACTIVO
     𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 = 1  |𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖|≤ 𝐴𝐴𝐴𝐴𝑖𝑖 ·(1−𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴)
La inicialización del error retardado se hace según la ecuación:
   (18)
𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑖𝑖(𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡
  Debe hacers𝑆𝑆e𝑆𝑆 n𝑆𝑆ot𝑖𝑖a(r𝑡𝑡 q𝑡u𝑡 e 𝑡𝑡el𝑡𝑡 h𝑡𝑡ec𝑡h𝑡o| 𝑆𝑆d𝑆𝑆e 𝑆𝑆qu𝑖𝑖(e𝑡𝑡 e𝑡n 𝑡un𝑡| m𝑡𝐴𝐴om𝐴𝐴𝑖𝑖e𝑡nto𝑆𝑆 𝑆𝑆da𝑆𝑆d0o𝑖𝑖 el factor de corrección 
no sea la unidad no presupone necesariamente una falta de reserva en dicha zona. Este 
hecho puede ser debido simplemente a que la respuesta de una zona sea sensiblemente 
distinta que la esperada. El ajuste de los factores de corrección juega en este caso un 
papel corrector que debe proporcionar estabilidad al sistema, exigiendo una contribución 
transitoria mayor de aquellas zonas que se revelan capaces de suministrarla. De todas 
formas, una vez pasado el transitorio, los factores de corrección deben volver a tomar los 
valores representativos de la contribución en reserva de las zonas por lo que únicamente 
la reducción prolongada de dichos factores será indicativa de esta condición.
En resumen: Los factores de corrección son siempre números reales positivos. La 
lógica de control de respuesta modifica estos valores en la forma que se ha indicado 
anteriormente cuando se detecta mala respuesta, disminuyéndolos o aumentándolos.
8.3  Cálculo de los factores de participación.
– Capacidad nominal de contribución a la regulación de la zona i (CTBCAP).
i
La distribución entre las zonas de regulación de la reserva del pool a subir (RESNUP) 
y a bajar (RESNDW) es consecuencia del proceso ofertas de regulación secundaria. Una 
vez conocidas dichas ofertas se determinan las capacidades nominales de contribución de 
dichas zonas a la RCP en p.u. para la hora en cuestión según la siguiente expresión:
   (26)
𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝐶𝐶𝑖𝑖 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑖𝑖
  Siendo: 𝐶𝐶𝐶𝐶 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 = =
𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝐶𝐶 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅
CTBCAP = capacidad nominal de contribución a la regulación de la zona i en la hora 
i
en curso.
RESUP = reserva nominal a subir de la zona i en la hora en curso.
i
RESDW = reserva nominal a bajar de la zona i en la hora en curso.
i
RESNUP = reserva nominal a subir de la RCP en la hora en curso.
RESNDW = reserva nominal a bajar de la RCP en la hora en curso.
Dado que la suma de reservas de cada zona es igual a la reserva total de la RCP se 
cumple:
𝑁𝑁    (27)
∑𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 = 1 oe.
Siendo: b
    𝑖𝑖𝑖𝑖 w.
NEl  =p rnoúcmeseor od eto dtaelt edrem zinoancaisó nd ed ela l oRsC vPa.lores RESNUP, RESDWN y CTBCAP es externo
aalu atolgmoárittimcao,.  oS eb ietrna tma apnour atalmnteon dtee  pdoarto esl  doep eernatdraodr.a E an l ac uRaClqPu, iqeur ec asseo c, alarg RanC Pbi evine rdifeic fao rqmuae   BOE-A-cable e
se cumple la condición definida en la ecuación anterior (27).
– Factor de participación en la regulación de la zona i (K).
i
La RCP reparte el requerimiento total de la regulación peninsular (PRR) entre las zonas 
que participan en la regulación (aquellas cuyo estado es ACTIVO o EMERGENCIA) 
atendiendo a los factores de participación en la regulación, según se define en las ecuaciones 
(9) y (10). Los factores de participación no normalizados se determinan en p.u. como:
   (28)
    𝐾𝐾𝐾𝑖𝑖 = 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 ·𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖
Siendo:
K’ = factor de participación no normalizado.
i
CTBCAP = capacidad nominal de contribución a la regulación; es un dato de entrada 
i
propio de cada zona y de cada hora.
CORFTRi = factor de corrección de la zona i; es calculado en función de la respuesta 
de la zona tal y como se describe en la sección 8.2.
Los factores de participación se normalizan para su utilización en el algoritmo de la 
RCP de acuerdo con los siguientes principios:
• La suma de los factores de participación de las zonas en estado ACTIVO debe ser 1 
(siempre que además estén respondiendo correctamente).
• La suma total de los factores de participación de todas las zonas con capacidad de 
regulación (ACTIVO o EMERGENCIA) no debe superar un valor máximo K .
MAX
Para normalizar los factores de participación se determina el término BETA, 
correspondiente a la suma de los factores de participación no normalizados de las zonas 
es estado ACTIVO:
𝑁𝑁 𝑁𝑁    (29)
𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵 𝐵 𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝑖𝑖 ·𝐵𝐵𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐵𝐵𝐶𝐶𝑖𝑖 𝐵 𝐵𝐾𝐾𝐾𝑖𝑖
Siendo:
    𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑖𝑖𝑖𝑖
N = número de zonas en estado ACTIVO.
Los factores de participación normalizados se calculan por lo tanto conforme a la 
ecuación:
   (30)
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖
𝐾𝐾𝑖𝑖 =
  Nótese que, si las zon𝐶𝐶a s𝐵𝐵 𝐶𝐶en𝐶𝐶 e𝐵st𝐶𝐶ad𝐶𝐶o𝐶𝐶 A𝐶𝐶C𝐶𝐶T𝐶𝐶𝑖𝑖IV·O(1 re−sp𝐶𝐶o𝐶𝐶n𝐶𝐶d𝐶𝐶en𝐶𝐶 𝐶𝐶co𝑖𝑖)rrectamente, es decir todos 
sus CORFTR son 1, y sustituyendo la ecuación (29) en (30), queda:
i
 
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖
𝐾𝐾𝑖𝑖 = 𝑁𝑁 = 𝑁𝑁
  Siend∑o:𝑖𝑖𝑖𝑖𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 ·𝐶𝐶𝐶𝐶 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 +𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 ·(1−𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖) ∑𝑖𝑖𝑖𝑖𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖
N = número de zonas en estado ACTIVO.
Se verifica por lo tanto que los factores normalizados de las zonas en estado ACTIVO  bo
suman 1. 964ww
es 0P, olar  eecl cuoanctióranr i(o3,0 p)a qruae ladsa  zcoonmaos: en estado EMERGENCIA, donde el valor de CORFTRi
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖 
𝐾𝐾𝑖𝑖 =
    𝐶𝐶𝐵𝐵𝐶𝐶𝐶𝐶𝐵𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖
Se comprueba por lo tanto que la existencia de zonas en estado EMERGENCIA 
provocan que la suma total de los factores de participación normalizados sea superior a la 
unidad. Para evitar un exceso de regulación, si la suma total de los factores de participación 
fuese superior a KMAX, los factores de participación de las zonas en EMERGENCIA se 
determinarían como:
 
𝑁𝑁   (31)
𝐾𝐾𝐿𝐿
𝐾𝐾𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿 =(𝐾𝐾𝐿𝐿𝐿𝐿𝑀𝑀−∑𝐾𝐾𝑗𝑗)· 𝐿𝐿
  Siendo:   𝑗𝑗𝑗𝑗 ∑𝑘𝑘𝑗𝑗𝐾𝐾𝑘𝑘
KLIMITADO = factor de participación normalizado limitado de la zona i.
i
K = factor de participación sin limitar de la zona i.
i
K = factores de participación de las zonas en estado ACTIVO.
j
N = número de zonas en estado ACTIVO.
K = factores de participación sin limitar de las zonas en estado EMERGENCIA.
k
En resumen, los factores de participación normalizados reflejan la fracción real en p.u. 
de la capacidad de contribución nominal que la zona está poniendo efectivamente a 
disposición de la Regulación Compartida.
9.  Entradas y Salidas a la RCP.
9.1  Entradas.
Los siguientes valores deben ser introducidos por el operador a través de pantalla:
– Situación de cada zona (ON / OFF / OFF REE /PRUEBAS).
– Situación de «en antena hacia Francia» de cada una de las líneas.
Los siguientes valores se cargan de forma automática, aunque pueden ser introducidos 
por el operador a través de pantalla:
– Capacidad de contribución nominal CTBCAP, en p.u., para cada zona y para cada hora.
– Programa de generación o consumo NSI para cada zona y para cada hora8.
– Programas de intercambio internacional NSI F, NSI P y NSI M para cada hora.
– Reserva nominal a subir total asignada a la RCP para cada hora RESNUP.
– Reserva nominal a bajar total asignada a la RCP para cada hora RESNDW.
Son constantes del algoritmo modificables por pantalla:
– Constante de tiempo T1 de respuesta para cada zona.
I
– Constante «Bias» B de frecuencia de la RCP.
– Límites de alarma en estas interconexiones y sus correspondientes bandas muertas.
– Corrección al error de área por potencia excesiva en la interconexión.
Los siguientes parámetros son modificables a través de pantalla, pero requiriendo la 
intervención de personal especializado:
– Incremento y decremento de los factores de corrección Δ1 y Δ2.
– Parámetros para realizar el cálculo el umbral de alarma para el control de respuesta  s
de cada zona ATLIM (K2, K3 y K4). e.
– Parámetros utilizados en la lógica de control de respuesta para el ajuste de los  w.
factores de corrección y detección de mala respuesta (constante para el filtrado del error  964ww
T2i, umbral para el cálculo del LPRR KDPRR, etc.).
8  Programa disponible en SIOS. Se compara con el enviado por el regulador de zona, pudiendo pasar ésta
a INACTIVO tal y como se describe en la sección 5.
– Parámetros utilizados en el filtro no lineal de NIDR (NFK1, NFK2, NFK3 y NFK4).
– Umbrales y bandas muertas utilizados en las diferentes fases de la lógica (UM, BM, 
UMACE, DBACE, etc.).
– Los siguientes valores se toman de la base de datos de tiempo real (SCADA):
• Estado de activación del AGC de cada zona.
• NID de cada zona, señal filtrada a un valor que no supere NIDLIM.
• NSI de cada zona.
• PGC de cada zona.
• LIMSUP y LIMINF de cada zona.
• Estado de los interruptores de las interconexiones con Francia, Portugal y 
Marruecos9.
• Potencia de las interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos10.
• Estado de control de las unidades con posibilidad de regular.
• Potencia individual de cada unidad.
9.2  Salidas.
La salida primaria de la RCP la constituyen:
– El requisito de contribución a la regulación, CRR, para cada zona.
– Los factores de participación normalizados, K, de cada zona.
i
– La constante de Bias de frecuencia (B), así como el término de corrección de 
i
frecuencia (B x ∆f), calculado por el OS para cada zona.
i
Además, se dispone de un sumario de alarmas propio de la RCP, donde se registran 
las siguientes alarmas y sucesos:
– Toda entrada manual a través de pantalla.
– Cambio en el estado de la Regulación Compartida.
– Cambio en el estado de conexión con Francia y Portugal.
– Cambio en el estado de una zona.
– Excesivo intercambio con Francia y Portugal.
– Excesivo flujo en una interconexión con Francia y Portugal.
– Ausencia de zonas activas.
– Desvío del intercambio con Francia y Portugal inválidos.
– Desvío del intercambio en una zona inválida.
Así como todas las demás que se estimen necesarias para el análisis del 
comportamiento de la RCP y de cada zona en particular.
10.  Parámetros utilizados en la regulación compartida.
A continuación se describen los parámetros que intervienen en la función de la 
Regulación Compartida, junto con los valores que deben tener en cada momento, tanto en 
el CECOEL como en el sistema de respaldo.
Se entiende por parámetros de la RCP las magnitudes que pueden ser introducidas 
manualmente por el operador, a diferencia de otras variables de la RCP cuyo valor 
proviene de telemedidas o se calcula durante la ejecución del programa.
En relación con los valores de dichos parámetros, esta sección debe recoger en cada 
momento los valores oficiales de los mismos. Por tanto, cualquier modificación del valor de  e.e
alguno de ellos debe traducirse en una actualización de este apartado, contemplando para  b
ello la posibilidad de publicar a través de la Web privada de eSIOS la tabla completa de  964ww
parámetros.
910   LLoass e msteaddiodsa sin dceo rlaresc itnotse rhcaonn edxei osneer ss uinsctioturriedcotsa sd eh afonr mdea  smera nsuusatli tpuoidr aesl  odpee froardmoar. manual por el operador. BOE-A-cable e
En cuanto a los valores con actualizaciones periódicas, se indica exclusivamente la 
periodicidad de su actualización, siendo otro documento u organismo los encargados de 
su actualización.
Los parámetros utilizados en la Regulación Compartida se pueden clasificar en los 
siguientes grupos:
– Parámetros generales.
– Parámetros de modos de funcionamiento.
– Parámetros para cálculo del requerimiento total.
– Parámetros para el filtrado del desvío de intercambio neto de regulación.
– Parámetros para la supervisión de respuesta de las zonas de regulación.
Nombre Descripción Valor
Parámetros generales.
Anualmente es 
B Constante de BIAS de España (MW/Hz).
indicado por ENTSOE
G Factor de atenuación del desvío de zona. 5
Δ1 Constante de decremento de los factores de corrección. 0,13
Δ2 Constante de incremento de los factores de corrección. 0,89
Valor máximo admitido del desvío de programa de la zona 
NIDLIM +- 3000 MW
de regulación.
Modos de funcionamiento.
CBLIM Ciclos para paso a modo Control Block Península. 30 ciclos
NTOLIM Tiempo muerto hasta paso a modo Suspendido. 600 segundos
OTOLIM Tiempo muerto hasta paso a OFF. 160 s
MFF Desvío de frecuencia para paso a modo Frozen. 200 mHz
MFT Segundos para paso a modo Frozen. 60 segundos
Umbral de desvío de frecuencia para paso a modo 
UM 200 mHz
Frecuencia.
Banda muerta del umbral de desvío de frecuencia para 
BM 50 mHz
paso a modo Frecuencia.
Requerimiento total de la regulación peninsular.
DBPRR Banda muerta del umbral para el cálculo del PRR. 0 MW
UMACE Umbral del error de área para modo permisivo. 100 MW
Banda muerta del umbral del error de área para modo 
DBACE 25 MW
permisivo.
Filtrado del desvío de intercambio neto de regulación NIDR.
NFK Filtro no lineal del NID : umbral del acumulador. 5
1 R
NFK Filtro no lineal del NID : umbral del NID . 60 e.
2 R R o
NFK3 Filtro no lineal del NIDR: ganancia de la integral de NIDR. 0,05 964ww
SupNeTrFv1Kiis4ión deFC rioeltnsrops tunaeons tlteian  dedeae l  fldialtersal  zNdooInD daRes:   grdeaesn praeungecusialtaa dc dieóeln  Nz.oIDnRa.. 1010 OE-A-2020-16able en https://
Nombre Descripción Valor
T2i Constante de filtrado de error de seguimiento. 13,3
K2 Constante para el cálculo del umbral de mala respuesta. 7 %
K3 Constante para limitar el valor del error retardado de zona. 2
K4 Valor mínimo del umbral de mala respuesta. 1
ATDB Banda muerta del umbral de mala respuesta. 10 %
NPK2 Constante para la inicialización del error retardado. 1
KD Umbral del PRR para el cálculo del LPRR. 25 MW
Máximo de la suma de los factores de participación de las 
KMAX 3
zonas.
Constante de tiempo de filtrado de flujo de potencia activa 
T 13,3 s
por interconexión con Francia.
Anexo III
Aplicación del proceso europeo de compensación de desequilibrios en el sistema 
eléctrico peninsular español
1.  Introducción.
En este anexo se describe la aplicación en el sistema eléctrico peninsular español del 
proceso europeo de compensación de desequilibrios (proceso Imbalance Netting, IN por 
sus siglas en inglés), conforme a lo contemplado en el Reglamento (UE) 2017/1485 de la 
Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una Directriz sobre la gestión 
de la red de transporte de electricidad (SOGL) y en el Reglamento (UE) 2017/2195 de la 
Comisión de 23 de noviembre de 2017 por el que se establece una Directriz sobre el 
balance eléctrico (Reglamento eB).
2.  Participación del sistema eléctrico peninsular español en el proceso europeo de 
compensación de desequilibrios.
Conforme al artículo 22 de la EBGL, la participación del sistema eléctrico peninsular 
español en el proceso europeo de compensación de desequilibrios (IN, por sus siglas en 
inglés) se realizará mediante la utilización de una plataforma europea gestionada por los 
operadores del sistema, conforme a lo establecido por la EBGL.
La participación del OS en el proceso europeo de compensación de desequilibrios se 
realizará conforme a lo previsto en el «Marco de Aplicación para la plataforma europea de 
compensación de desequilibrios (All TSOs’ proposal for the implementation framework for 
a European platform for the imbalance netting process in accordance with Article 22 of 
Commission Regulation (EU) 2017/2195 of 23 November 2017 establishing a guideline on 
electricity balancing (INIF))», presentado por los TSOs europeos con fecha 18 de junio 
de 2018, para su aprobación por las NRAs europeas, de acuerdo con lo establecido en el 
artículo 5.2(a) del Reglamento EB.
3.  Proceso europeo de compensación de desvíos. e.
El proceso de compensación de desvíos entre bloques de control frecuencia-potencia  964ww
preesremrvitaes  ldae c roemcuppeenrasacicóinó nd ed lea  flaresc uneencceiasi dcoand easc tidvea ceiónne raguítao mdáet ibcaa l(aanFcReR p, rpoocre sduesn steig ldaes 
ebnlo qinugelé sd,e e qcuoinvtarloeln cteo rar elas pdoenndoimenintaed aal  resgisutelamciaó ne sléeccturnicdoa rpiae neinn seul lsaisr teemspaa eñsopl acñoonl)  ldaesl 
necesidades opuestas del resto de los bloques de control frecuencia-potencia europeos y
participantes en el proceso, con carácter previo a la activación de las energías de balance 
de tipo aFRR en el sistema eléctrico peninsular español.
Este proceso de compensación se realiza en tiempo real, con respeto de la capacidad 
de intercambio disponible en las interconexiones internacionales.
4.  Intercambios de información asociados a la aplicación del proceso europeo de 
compensación de desequilibrios.
4.1  Capacidad de intercambio disponible en las interconexiones internacionales (ATC).
Conforme a lo establecido en el artículo 4 del INIF, el operador del sistema eléctrico 
español comunicará a la plataforma europea de IN cualquier posible actualización del valor 
de la capacidad de intercambio disponible en las interconexiones internacionales con 
Francia y Portugal, al objeto de que esta información pueda ser tenida en cuenta en el 
proceso de compensación llevado a cabo por la plataforma europea de IN.
4.2  Límites para la compensación de desequilibrios en el proceso IN.
Conforme a lo establecido en el artículo 4 del INIF, el operador del sistema eléctrico 
español pondrá a disposición de la plataforma europea de IN los valores de los límites 
máximos de intercambio de energía para la compensación de desequilibrios, tanto 
globalmente para el sistema eléctrico peninsular español, como para cada una de las 
interconexiones participantes en la plataforma, y para cada sentido de flujo de la 
interconexión.
En cada interconexión participante, el valor máximo de la compensación de 
desequilibrios en cada sentido de flujo corresponderá al valor de la capacidad de 
intercambio disponible en la interconexión en ese mismo sentido de flujo (ATC), pudiendo 
establecerse límites adicionales en las interconexiones, de carácter más restrictivo, por 
motivos de seguridad de los sistemas eléctricos interconectados.
4.3  Necesidades de balance del sistema eléctrico español comunicadas a la 
plataforma de IN.
Conforme a lo establecido en el artículo 3.4 del INIF, el operador del sistema eléctrico 
español pondrá en tiempo real a disposición de la plataforma europea de IN las 
necesidades de regulación secundaria (aFRR) del bloque de control correspondiente al 
sistema eléctrico peninsular español, al objeto de su posible compensación, parcial o total, 
en la plataforma de IN. Dichas necesidades se corresponderán con el error de control de 
área en lazo abierto del bloque de control frecuencia-potencia correspondiente al sistema 
eléctrico peninsular español.
4.4  Resultados de la compensación de desequilibrios en la plataforma europea de IN.
La plataforma europea de IN comunicará al OS la señal de corrección que será 
incorporada en tiempo real al lazo de control de la regulación secundaria en el sistema 
eléctrico peninsular español, resultante del proceso de compensación de la plataforma de 
IN, conforme se establece en el artículo 3.6 del INIF.
5.  Liquidación de los intercambios de energía resultantes de la compensación de 
desequilibrios en la plataforma europea de IN.
Los intercambios transfronterizos de energías de balance entre operadores de  oe.
sistemas eléctricos establecidos como resultado de la aplicación del proceso IN, serán  w.
valorados al precio medio ponderado de los denominados precios de oportunidad a subir  964ww
yd ea  IbNa.jar declarados por los operadores del sistema participantes en la plataforma europea
elécEtrli cpore pceion idnes uolpaor retusnpiadñaodl  as esruáb eirl  yc oar rbeasjapro dnedli ebnloteq uael  pdree ccioon mtroalr dgeincalal rdaed oa cptiovra ecli ósnis tdeem laa   BOE-A-cable e
energía de regulación secundaria a subir y bajar, respectivamente.
La liquidación de los intercambios transfronterizos de energías de balance para el 
sistema eléctrico peninsular español en el marco de aplicación del proceso IN, se anotará 
en la cuenta del operador del sistema.
El saldo económico mensual resultante de la liquidación de los intercambios 
transfronterizos de energías de balance para el sistema eléctrico peninsular español 
establecido mediante la aplicación del proceso IN será liquidado entre el operador del 
sistema y la entidad de liquidación que actuará como contraparte para la liquidación de 
los TSOs.
P.O. 7.3  REGULACIÓN TERCIARIA
1.  Objeto.
El objeto de este procedimiento es reglamentar el funcionamiento del servicio de 
balance de regulación terciaria del sistema eléctrico peninsular español. En el mismo se 
establecen los criterios relativos a los siguientes aspectos:
– Requerimientos de reserva de regulación terciaria.
– Presentación de ofertas de energía de regulación terciaria.
– Asignación de la prestación.
– Control y medida de la prestación.
– Criterios de liquidación económica del servicio.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento aplica al operador del sistema eléctrico español (OS), a los 
proveedores de servicios de balance (Balancing Service Providers (BSPs), por sus siglas 
en inglés) habilitados por el OS conforme a lo establecido en la normativa de aplicación 
vigente, y a los sujetos de liquidación responsables del balance (Balancing Responsible 
Parties (BRPs), por sus siglas en inglés) del sistema eléctrico peninsular español.
3.  Definiciones.
A efectos de este procedimiento de operación se deberán tener en cuenta los términos 
y definiciones establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de 
la electricidad y en el artículo 4 de las Condiciones relativas al balance para los proveedores 
de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance en el sistema 
eléctrico peninsular español, aprobadas por la CNMC, (en adelante Condiciones relativas 
al balance).
En particular, los términos correspondientes a:
– Mercado, se refiere al «Mercado mayorista de electricidad» al que se refiere el 
artículo 1 de la Circular 3/2019 de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el 
funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del 
sistema.
– Participante en el mercado (PM), es una persona física o jurídica que compra, vende 
o genera electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la participación 
activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la emisión de 
órdenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo el  s
mercado de balance, tal y como se define en el punto (25) del artículo 2 del Reglamento  oe.
(UE) 2019/943 relativo al mercado interior de electricidad. w.
mdeefrin–cea  Pdeorno q veuele ep dsuounrmt odin e(i 1ss2ter)ar v deiceniloe asrgr dtííaec u dbleoa  lba2an dlcaeenl  c(RBeeS ygP/ol,a  pmreoesr nestruovs a(  sUdigeEl )ab sa2 l0ea1nn9 ci/ne9g 4alé3 ls or)se:  lTpaaStirvOtoic,  itapala l mnctoeemr ceoan d seoel    2020-16964n https://ww
interior de la electricidad.
– Sujeto de liquidación responsable del balance (BRP, por sus siglas en inglés):  Bc
participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el
mercado de la electricidad, tal como se define en el punto (14) del artículo 2 del Reglamento 
(UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
– Servicio de regulación terciaria: La regulación terciaria es uno de los servicios de 
balance de activación de reservas de potencia activa que tiene por objeto mantener la 
frecuencia y el equilibrio generación-demanda del sistema. Este servicio, de activación 
manual en un tiempo igual o inferior a 15 minutos, es gestionado por el OS mediante 
mecanismos del mercado y permite la restitución del uso de reserva automática de 
regulación secundaria.
– Oferta de regulación terciaria: A los efectos de la prestación de este servicio de 
balance, se define la oferta de regulación terciaria como la variación máxima de potencia 
a subir o a bajar que, en el momento de presentar dicha oferta, y teniendo en cuenta las 
condiciones previstas en sus instalaciones, y en su caso, de su fuente de energía primaria, 
puede ofrecer una unidad de programación en un tiempo máximo de 15 minutos, y que 
puede ser mantenida, al menos, durante dos horas consecutivas.
– Reserva de regulación terciaria del sistema eléctrico peninsular español: A nivel del 
sistema eléctrico peninsular español, se considera como reserva total de regulación terciaria 
el conjunto de las ofertas de regulación terciaria de las unidades de programación de los 
proveedores del servicio de regulación terciaria en el sistema eléctrico peninsular español.
4.  Proveedores del servicio.
Podrán participar en este servicio complementario todas aquellas unidades de 
programación conectadas al sistema eléctrico peninsular español que cumplan los 
requisitos recogidos en el artículo 9 de las Condiciones relativas al balance para los 
proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance 
en el sistema eléctrico peninsular español, aprobadas por la CNMC.
Para la aceptación de ofertas y consideración a todos los efectos de la participación en 
el servicio complementario de regulación terciaria de una unidad de programación, el 
participante en el mercado proveedor del servicio deberá contar con la autorización 
expresa del OS.
El OS verificará la capacidad técnica y operativa de las unidades de programación 
habilitadas para la prestación del servicio de regulación terciaria mediante la comprobación 
de los perfiles de respuesta en potencia para cada período de suministro. Dicha 
comprobación tendrá en cuenta el tiempo de activación del producto de balance gestionado 
en el mercado de regulación terciaria y el periodo de entrega en el sistema eléctrico 
peninsular español, y la desviación de la potencia neta suministrada por la unidad de 
programación con respecto a su potencia neta programada en el mercado de regulación 
terciaria. Mediante este seguimiento de la prestación del servicio, el OS revaluará de forma 
continua la calificación de las unidades de programación como proveedoras del servicio de 
regulación terciaria, conforme a lo recogido en el apartado 6 del artículo 159 del 
Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, dando así cumplimiento al proceso de 
reevaluación que debe ser realizado como mínimo una vez cada 5 años.
Si el OS detectara un incumplimiento reiterado de los requisitos exigidos y/o una 
inadecuada calidad del servicio prestado que pusiera de manifiesto la falta de capacidad 
técnica de la unidad de programación para la prestación del servicio y/o la no remisión de 
la información de cambios o modificaciones que pudieran afectar a la prestación del 
servicio, informará de forma detallada al titular de la unidad de programación y a la CNMC, 
concediendo un plazo para introducir las mejoras necesarias. Si pasado el plazo no se 
introdujeran las mejoras indicadas, el OS podrá retirar la habilitación para la prestación del  e.e
servicio previamente concedida, hasta que se constate el cumplimiento del requerimiento  w.b
del OS. 964ww
5.  Requerimientos de reserva de regulación terciaria previstos para el día siguiente.
El OS establecerá el valor de la reserva de regulación terciaria mínima necesaria en el
sistema para cada período de programación del día siguiente, conforme al procedimiento  Bc
de operación por el que se establece la reserva para la regulación frecuencia-potencia.
Los requerimientos de reserva de regulación terciaria serán publicados para el día 
siguiente antes de la hora límite establecida en el procedimiento de operación por el que 
se establece el proceso de programación.
En caso de que se detectase que la reserva de regulación terciaria en los diferentes 
programas dentro del proceso de programación del sistema no permite cubrir los 
requerimientos necesarios, el OS podrá solicitar, en aplicación del procedimiento de 
restricciones técnicas, el acoplamiento de grupos térmicos adicionales, para permitir disponer 
de la reserva de regulación terciaria requerida en el sistema eléctrico peninsular español.
6.  Presentación de ofertas de regulación terciaria.
Los proveedores del servicio de regulación terciaria deberán poner a disposición del 
OS la información relativa a la reserva de regulación terciaria correspondiente a sus 
unidades de programación habilitadas, tanto a subir como a bajar, mediante la presentación 
de ofertas de reserva de regulación terciaria a subir y/o a bajar, dentro de los plazos de 
tiempo fijados en el procedimiento de operación por el que se establece el proceso de 
programación.
Así, todas las unidades de programación proveedoras de este servicio presentarán 
cada día, la oferta de toda su reserva de regulación terciaria, tanto a subir como a bajar, 
para cada uno de los períodos de programación del día siguiente.
La reserva de regulación terciaria ofertada deberá ser coherente con la información 
estructural de la unidad de programación previamente comunicada al OS, así como con la 
situación particular de las unidades de programación a lo largo del proceso de 
programación.
Las ofertas de regulación terciaria deberán ser actualizadas de forma continua siempre 
que se produzcan modificaciones en el proceso de la programación que afecten al volumen 
ofrecido de reserva de regulación terciaria de las unidades de programación proveedoras 
de este servicio, y en particular, cuando existan indisponibilidades que afecten a la reserva 
de regulación terciaria de una unidad de programación.
El período para la actualización de las ofertas de regulación terciaria correspondientes 
a cada período de programación finalizará 25 minutos antes del inicio del horizonte de 
programación inmediato siguiente, salvo en aquellos casos en los que el OS comunique, 
a través del sistema de información del OS, una prolongación del periodo para la 
actualización de estas ofertas.
Las unidades de programación proveedoras de este servicio ofertarán, para cada 
período de programación, su reserva de regulación terciaria, tanto a subir como a bajar, en 
MW, y el precio de la energía correspondiente, en €/MWh. Las ofertas de regulación 
terciaria tienen un carácter completamente divisible.
Asimismo, las ofertas de regulación terciaria deberán respetar los límites técnicos de 
precios establecidos en los mensajes de envío de ofertas que forman parte de la 
documentación técnica de intercambio de información PM-OS.
En el anexo I de este procedimiento de operación se resumen los principales criterios 
de validación de ofertas que son aplicados en las distintas fases del proceso de asignación.
7.  Asignación de ofertas de regulación terciaria.
Con una antelación de 15 minutos respecto al inicio de la hora de programación, el OS, 
efectuará cuando el sistema eléctrico así lo requiera, una primera asignación (activación 
programada) de ofertas de regulación terciaria para la hora siguiente. Esta asignación  s
podrá ser actualizada con posterioridad, en cualquier momento, hasta el final del periodo  oe.
de programación (activación directa). w.
teel rmciEaolrm iOae San ptrolei cadaleinz pdaroroá cc lreaitd eaersrio igasn  sdauec  iamósníin gdinmea oco ifcóeonrst.a tEes,l   ptaealgnraoie rlniatdm poor  eedsnet ac rcueieógnnut laad celailó ssn eo trfeevrircctaiioas r dieaex  risreetaeglniuztlaearscá ieó ennl    2020-16964n https://ww
correspondiente control en el proceso de asignación al objeto de que las asignaciones de
regulación terciaria respeten las limitaciones establecidas por seguridad del sistema. Bc
La asignación de una oferta de reserva de regulación terciaria en un instante 
determinado y mantenida durante un cierto período de tiempo equivale a la aplicación de 
un redespacho de energía sobre el programa de energía previo de dicha unidad de 
programación. Este redespacho es calculado en base al producto de la variación de 
potencia asociada a la oferta de regulación terciaria asignada por el tiempo en el que se 
mantiene dicha asignación.
La energía de regulación terciaria asignada será valorada al precio marginal resultante 
del proceso de asignación en cada período de programación, para cada sentido de 
asignación (subir/bajar).
En el caso de que se asigne a una unidad de programación una oferta de regulación 
terciaria en un sentido, en el caso de que posteriormente, dentro de la misma hora, se 
presente la necesidad de asignar reserva de regulación terciaria en sentido opuesto, se 
asignará esta última mediante la reducción, en primer lugar, de las asignaciones que se 
hubieran efectuado con anterioridad en sentido contrario, sin afectar al precio marginal de 
la reserva de regulación terciaria en este nuevo sentido, siempre que dicha desasignación 
parcial o total sea suficiente.
La valoración económica de asignaciones de regulación terciaria a subir y a bajar será 
únicamente por la energía efectivamente solicitada en el intervalo de tiempo en el que se 
ha mantenido la asignación.
Las unidades de programación habilitadas para la provisión del servicio de regulación 
terciaria modificarán su programa de energía en caso de resultar asignadas en el proceso 
de asignación de regulación terciaria.
En el anexo II de este procedimiento se resumen las principales características del 
algoritmo utilizado para la asignación de las ofertas de regulación terciaria.
8.  Mecanismo excepcional de asignación.
En los casos en los que, por razones de emergencia, ausencia de ofertas por fuerza 
mayor, o de otra índole no prevista o controlable, no sea posible la asignación de ofertas 
de regulación terciaria, el OS podrá adoptar las decisiones de programación que considere 
más oportunas, en relación con la utilización de la reserva de regulación terciaria disponible 
en el sistema, justificando posteriormente sus actuaciones ante los participantes del 
mercado afectados y ante la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, sin 
perjuicio de la retribución a la que hubiera lugar por la citada prestación del servicio y por 
las modificaciones de los programas de las unidades de programación que fuesen 
necesarias.
9.  Control del cumplimiento del servicio de regulación terciaria en tiempo real.
El OS comprobará el cumplimiento de la regulación terciaria asignada mediante las 
telemedidas de potencia activa registradas en su sistema de control de energía en tiempo 
real, verificándose la idoneidad de las respuestas de la unidad de programación, tanto en 
términos de variación de la potencia (escalón de potencia), como del cumplimiento del 
tiempo máximo (15 minutos) en el que dicha modificación de potencia debe tener lugar.
10.  Liquidación de la provisión del servicio.
El tratamiento económico del servicio de regulación terciaria está definido en el 
procedimiento de operación por el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones 
de pago. e
10.1  Liquidación de las asignaciones de regulación terciaria. 964www.
reguLlaac eiónne rtgeírac iadreia r eagsiuglnaacidóans  teenrc ciaardiaa  speerráío vdaol odrea dparo aglr apmreaccioió mn,a drgisintinagl udiee nladso  olafe rretasse rdvae 
am esucabniri sdme ola e rsepseecrivfiac aad boa ejanr ,e yl  asnieenxdoo I Ic daelc euslated op rdoiccehdoi mprieecnitoo  mdea rogpinearal cdieó na.cuerdo con el  BOE-A-cable e
Las asignaciones de regulación terciaria que, en su caso, pueda aplicar el OS por 
mecanismo excepcional de asignación serán valoradas conforme a los siguientes criterios:
• Asignaciones de terciaria por mecanismo excepcional de asignación a subir:
– 1,15 veces el precio marginal horario resultante de la asignación de regulación 
terciaria a subir en dicho periodo horario, si el precio resultante de asignación de terciaria 
a subir es mayor o igual que cero.
– 0,85 veces el precio marginal horario resultante de la asignación de regulación 
terciaria a subir en dicho periodo horario, si el precio resultante de asignación de terciaria 
a subir es menor que cero.
– En caso de no existir asignación de terciaria a subir en el periodo horario:
1,15 veces el precio horario del mercado diario del mismo periodo de programación, si 
dicho precio es mayor o igual a 0.
1,15 veces el valor medio aritmético del precio resultante del mercado diario en el mes 
inmediato anterior en el periodo horario correspondiente, si el precio marginal horario del 
mercado diario en dicho periodo de programación es menor que 0.
• Asignaciones de terciaria por mecanismo excepcional de asignación a bajar:
– 0,85 veces el precio marginal horario resultante de la asignación de regulación 
terciaria a bajar en dicho periodo horario, si el precio resultante de asignación de terciaria 
a bajar es mayor o igual que cero.
– 1,15 veces el precio marginal horario resultante de la asignación de regulación 
terciaria a bajar en dicho periodo horario, si el precio resultante de asignación de terciaria 
a bajar es menor que cero.
– En caso de no existir asignación de terciaria a bajar en el periodo horario:
0,85 veces el precio horario del mercado diario del mismo periodo de programación, si 
dicho precio es mayor o igual a 0.
1,15 veces el precio horario del mercado diario del mismo periodo de programación, si 
dicho precio es inferior a 0.
Este mismo criterio de liquidación excepcional será aplicable a aquella reserva de 
regulación terciaria que, a pesar de la obligatoriedad de la presentación de dicha oferta, no 
haya sido ofertada y para la que el OS haya requerido la utilización de la correspondiente 
reserva de regulación terciaria.
10.2  Revisión del cumplimiento efectivo del servicio.
Se revisarán las asignaciones de este servicio para verificar el cumplimiento efectivo 
del mismo. En concreto, se verificará el cumplimiento del valor del saldo neto de las 
asignaciones de energías de balance procedentes de reserva de sustitución (RR, por sus 
siglas en inglés) y regulación terciaria por zona de regulación o para cada conjunto de 
unidades de programación del mismo sujeto de liquidación responsable del balance.
El cálculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago está definido en el 
procedimiento de operación por el que se establecen los derechos de cobro y las 
obligaciones de pago.
Anexo I e.e
Criterios de validación de las ofertas de reserva de regulación terciaria 964www.
servLicai op asreti clliepvaacrióán a e nca ebl os ear vtircaivoé dse d reelg eunlavcíioó nd ete rbcloiaqruiae pso dr ep aorfteer tdaes  l(ovso plurmoveene dooferertsa ddoe,l 
pcoremcoio  oyfe srtean tdideo r esguubliar/cbióanja rte) rpcaiarraia d, ieslt incotonsju pnetorí oddeo bsl odqeu epsro ogfrearmtaadcoisó nd,e e unntean udniéidnaddo sdee,   BOE-A-cable e
programación para un mismo período de programación.
Las ofertas presentadas por los participantes del mercado mediante sus unidades de 
programación para la prestación del servicio complementario de regulación terciaria serán 
sometidas a los siguientes criterios de validación:
1.  Validaciones aplicadas a las ofertas de regulación terciara en el momento de 
recepción.
– La oferta deberá ser enviada por el participante del mercado y proveedor del servicio 
de regulación terciaria asociado a la unidad de programación a la que corresponde la oferta.
– Sólo se admitirá una oferta por unidad de programación y periodo para cada fecha 
de convocatoria. De esta forma, si para una misma fecha de convocatoria y periodo se 
envía más de una vez una oferta para una misma unidad de programación, la última 
información sustituirá a la anterior.
– El período de tiempo que cubre la oferta deberá estar incluido en el horizonte de la 
convocatoria abierta vigente en el momento de recepción de la oferta.
– Solo se admitirán como válidas las ofertas con fecha y período de programación 
igual o superior al siguiente período de programación en curso.
En caso de incumplimiento de alguno de los criterios de validación anteriormente 
expuestos, la oferta será rechazada.
2.  Comprobaciones previas a la asignación de las ofertas.
Estas comprobaciones se efectúan al establecer las escaleras de ofertas de regulación 
terciaria a subir y a bajar, y siempre antes de la asignación de ofertas, al requerir la 
consideración de informaciones tales como limitaciones de programa por seguridad e 
indisponibilidades de unidades de producción, que pueden haberse visto modificadas 
desde el momento en el que se validaron las ofertas en el momento de su recepción.
Las comprobaciones que se realizan antes de la asignación de las ofertas son las 
siguientes:
– La oferta de terciaria no viola ninguno de los límites por seguridad establecidos 
sobre las unidades de programación.
– La oferta de terciaria respeta las comunicaciones de indisponibilidad de las unidades 
de programación.
– Validación de que la oferta de terciaria respeta los límites de potencia máxima o de 
potencia contratada de las unidades de programación proveedoras del servicio.
– La oferta a bajar de unidades de programación de entregas de energía debe ser 
igual o inferior a su programa de generación, mientras que la oferta a subir de las unidades 
de programación para la toma de energía, debe ser inferior o igual que su programa de 
adquisición.
Cuando un bloque de oferta viole alguno de estos límites, el bloque será truncado 
hasta el punto en que deje de violar el límite.
En este mercado, al poder efectuarse asignaciones de duración inferior a un período 
de programación, al aplicar la validación se tiene en cuenta el perfil de potencia de la 
unidad de programación.
Anexo II
Algoritmo de asignación de ofertas de regulación terciaria
1.  Características del algoritmo de asignación. e
Las características principales de este algoritmo de asignación de ofertas son las  w.
siguientes: 964ww
(MW––)  , EEnllo  pa drlogeco eernistmeor odg eíar ea.asliigznaa lcaió ans aigbnaarccaió unn d úen iocfoe ryt adse tdeerm reingaudloa cpióenrí otdeorc diaer ipar odger apmotaecniócnia.  OE-A-2020-16able en https://
– El algoritmo realiza asignaciones de duración igual o inferior a un período de 
programación.
– En caso de asignaciones de duración inferiores al periodo de programación, el 
horizonte de asignación abarca el período comprendido entre los minutos de inicio y final 
de la asignación establecidos por el OS, o bien, hasta el final del período de programación 
en cuestión, en el caso de que el OS no establezca de forma explícita un instante final de 
asignación distinto del instante final de dicho período de programación.
– Se trata de un proceso de asignación meramente económico, basado en la obtención 
de la solución que cubra el requisito solicitado al mínimo coste. El algoritmo no contempla 
ninguna condición adicional a esta.
– Como resultado del proceso de asignación se obtiene un precio marginal de la 
asignación de ofertas en cada período de programación que viene determinado por el 
precio de la oferta de precio más elevado (o de menor precio, si se trata de reserva de 
regulación terciaria a bajar) que haya sido asignada de forma parcial o total en dicho 
período de programación.
2.  Descripción del funcionamiento del algoritmo.
El procedimiento utilizado en el proceso de asignación de ofertas se basa, en primer 
lugar, en la construcción de una lista ordenada por precio de oferta con todos los bloques 
válidos que ofertan en el período de programación en cuestión (escaleras de terciaria a 
subir y a bajar).
– El criterio de ordenación depende del sentido de la oferta (subir/bajar): los bloques que 
ofertan reserva de regulación terciaria a subir se ordenan de menor a mayor precio y los que 
ofertan reserva de regulación terciaria a bajar se ordenan de mayor a menor precio de oferta.
– Si existen varios bloques de oferta con el mismo precio, estos se ordenan en primer 
lugar dando prioridad a la no reducción de la producción (caso de asignación de ofertas a 
bajar) o al aumento de la producción (caso de asignación de ofertas a subir) de las 
instalaciones que utilicen fuentes de energía renovable y, tras ellas, a las instalaciones de 
cogeneración de alta eficiencia, y después, el resto de las instalaciones, y en el caso de 
igualdad en los grupos anteriores, por orden de llegada de los ficheros de oferta.
Una vez establecidas las escaleras de terciaria a subir y a bajar, e identificados las 
necesidades del sistema en tiempo real, se procede a efectuar el proceso de asignación, 
teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:
– En el caso de que previamente a una asignación, se hubiera realizado una asignación 
de reserva de regulación terciaria en sentido opuesto, tienen preferencia los bloques 
asignados anteriormente. Es decir, para ir en dirección contraria, siempre se desasigna lo 
que se hubiera asignado previamente antes de asignar nuevas ofertas en sentido opuesto.
– Una vez finalizada la asignación, se convierte la potencia asignada en el 
correspondiente redespacho en energía y se genera así la correspondiente asignación de 
energía de regulación terciaria.
– El precio de la asignación de ofertas depende del sentido de la oferta. Así las 
asignaciones de los bloques que ofertan regulación terciaria a subir van asociadas al 
precio marginal de la reserva de regulación terciaria a subir, mientras que las de los 
bloques que ofertan regulación terciaria a bajar van asociadas al precio marginal de la 
reserva de regulación terciaria a bajar.
– Aunque dentro de un mismo período de programación se realicen varias sesiones 
de asignación de ofertas de reserva de regulación terciaria, solo existirá en dicho período  e.e
de programación un único precio marginal de regulación terciaria a subir (si se han  b
asignado en dicho período de programación ofertas de regulación terciaria a subir) y otro  964ww
dofee rrteagsu dlaec rieógnu tlearccióianr itae rac iabraiaja ar  (bsai jasre) .han asignado en dicho período de programación
Estos precios serán los extremos de las asignaciones de ofertas realizadas en dicho
período de programación (oferta de precio más elevado, en el caso de la regulación  Bc
terciaria a subir, y oferta de menor precio, en el caso de la regulación terciaria a bajar).
Puede ocurrir que no haya precio marginal en algún sentido (subir o bajar), en el caso de 
que no haya sido preciso asignar ofertas de dicha escalera (escalera de terciaria a subir o 
a bajar), al haber existido únicamente asignaciones y desasignaciones de ofertas en la 
escalera de regulación terciaria contraria.
P.O. 9.1  INTERCAMBIOS DE INFORMACIÓN RELATIVOS AL PROCESO 
DE PROGRAMACIÓN
1.  Objeto.
Constituye el objeto de este procedimiento de operación el establecimiento de la 
información, procedimientos y plazos aplicables a las publicaciones e intercambios de 
información necesarios para el cumplimiento de las funciones y obligaciones del operador 
del sistema (OS) en el ámbito del proceso de programación y gestión de los servicios de 
ajuste del sistema, sin perjuicio de cualquier otra publicación o intercambio de información 
establecido reglamentariamente.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:
a)  Operador del Sistema (OS).
A efectos de este procedimiento de operación, el OS será el encargado de poner a 
disposición de los participantes en el mercado la información a la que tengan derecho 
conforme a los criterios de publicidad establecidos en este procedimiento de operación, 
realizará propuestas de modificación o de implantación de nuevos intercambios de 
información y mantendrá los mecanismos y herramientas necesarias para realizar el 
tratamiento y gestión de dicha información.
b)  Participantes en el mercado (PM).
Los participantes en el mercado serán responsables de facilitar al OS toda la 
información requerida, de acuerdo con los medios establecidos en el presente 
procedimiento, y de hacer llegar al OS, cualquier posible actualización de la información 
previamente comunicada. Los PM podrán tener acceso a la información por ellos aportada.
A efectos de las comunicaciones con el OS, los participantes en el mercado serán 
responsables de depositar en los propios sistemas de información del OS la información 
recogida en el presente procedimiento, así como de proveer los mecanismos de 
comunicación necesarios y hacerse cargo de sus costes.
3.  Carácter y tratamiento de la información.
Los criterios de publicidad de la información gestionada por el OS sobre los procesos 
relacionados con el mercado mayorista de electricidad son los establecidos en el Real Decreto-
Ley 6/2000 de 23 de junio, en el informe 1/2001 de la CNE (actual CNMC) sobre las propuestas 
de modificación de las Reglas de funcionamiento del mercado con objeto de adaptarlas al Real 
Decreto-Ley 6/2000, en el Escrito de la Dirección General de Política Energética y Minas de 
fecha 19 de noviembre de 2004 y en lo dispuesto en la regulación europea vigente en 
relación con la transparencia de la información sobre el mercado mayorista de electricidad.
Atendiendo a estos criterios:
– El OS, en el ámbito de su competencia, hará públicos los datos agregados 
comprensivos de los programas asociados al proceso de programación, volúmenes de  e.e
indisponibilidades de unidades de programación, resultados y precios de las asignaciones  b
en los servicios de ajuste del sistema, así como, las curvas agregadas de oferta y demanda  964ww
cinotrerrensapcoionndaiel nptoers  inyt elorcso vnaeloxiróens. de capacidades comerciales y programas de intercambio
del s–i sEtel mOaS e hléacrátr icpoú,b rliecsop leotsa nredsou llotasd polsa zdoess aqguree gsea ddoest edrem lionsa np reonc eessotes  pdreo cperodgimraiemnatoc iódne 
operación.
– El OS, antes de estar obligado a hacerla pública, garantizará el secreto de la 
información de carácter confidencial puesta a su disposición por los PM, tal y como se 
establece en el apartado 2k) del artículo 30 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.
No obstante, lo anterior, las Autoridades Reguladoras Nacionales podrán disponer de 
toda la información, con el máximo nivel de detalle, sin aguardar los plazos de 
confidencialidad para los participantes en el mercado mayorista de electricidad.
4.  Intercambios de información.
4.1  Intercambios de información periódicos relevantes en el proceso de programación.
Los datos e intercambios de información que, en el cumplimiento de sus funciones, el 
OS debe manejar para realizar los procesos de programación y de gestión de los servicios 
de ajuste del sistema, que posteriormente serán objeto de liquidación en el ámbito del 
mercado mayorista de electricidad, se realizarán en los sistemas de información del OS.
Estos intercambios de información estarán coordinados, en su caso, con los 
intercambios de información que el OS deba realizar con otros operadores del sistema, con 
el operador del mercado (OM) y con otras entidades, en cumplimiento de sus funciones.
Los intercambios de información integrados en el proceso de programación pueden 
tener carácter periódico, generalmente asociados a un plazo límite de publicación, en los 
diferentes horizontes de largo plazo, diario, intradiario y tiempo real o carácter eventual, 
tras la ocurrencia de un evento relevante que requiera la realización de dicho intercambio.
En el anexo I se encuentra el detalle de la información asociada al proceso de 
programación en el mercado mayorista de electricidad.
4.2  Gestión y modificación de datos estructurales.
Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS en 
relación con los procesos de la programación de la operación del sistema en el mercado 
mayorista de electricidad es necesario disponer de la información actualizada relativa a:
– Participantes en el mercado (PM).
– Unidades de programación (UP).
– Unidades físicas (UF).
– Zonas de Regulación (ZR).
– Unidades de Prestación del Servicio de Control de Tensión (UPR).
El alta y/o modificación de la información estructural será solicitada mediante el 
correspondiente formulario disponible en la Web de acceso privado del OS, debidamente 
cumplimentado por el PM y acompañado del soporte documental justificativo del cambio.
Una vez revisada la modificación solicitada por el PM, y, en su caso, en coordinación 
con el OM, el OS comunicará al PM la fecha para la cual se realizará el cambio solicitado, 
o bien, en su caso, el motivo de la no realización de dicho cambio.
5.  Sistemas de información del operador del sistema (SIOS).
Los datos e intercambios de información del proceso de programación serán 
gestionados por los Sistemas de Información del Operador del Sistema (SIOS).
Con objeto de garantizar la máxima disponibilidad, los Sistemas de Información del OS 
serán sistemas redundantes.
Asimismo, aquellos sistemas considerados críticos para el proceso de programación 
dispondrán de un sistema de respaldo en una localización diferente del sistema principal.  s
El OS informará a los usuarios de los modos de acceso a ambos sistemas, siendo estos  e.
usuarios los responsables de disponer de los medios de comunicación con el centro de  w.
respaldo utilizando los diferentes modos de acceso definidos por el OS. 964ww
5.1  Comunicación con los SIOS.
La comunicación entre el OS y los PM, y en su caso, entre el OS, el OM u otras
entidades participantes en el mercado mayorista de electricidad, así como la divulgación
de la información de carácter público, será efectuada desde los SIOS por medios 
electrónicos de intercambio de información, utilizando en cada momento las tecnologías 
que sean más adecuadas, dando cumplimiento a los siguientes requisitos técnicos:
a)  Sistema de acceso remoto, rápido, fiable y fácilmente utilizable.
b)  Garantía de confidencialidad absoluta y a toda prueba de la información propiedad 
de cada PM.
c)  En caso de envíos de mensajes a los Sistemas de Información del OS, existencia 
de acuse de recibo de cada mensaje recibido, con indicación de fecha y hora.
El OS publicará los medios electrónicos disponibles de intercambio de información y 
sus características, aquellos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser 
suspendidos, así como los plazos previstos para ello.
La adopción de nuevos medios electrónicos de intercambio de información, así como 
la suspensión de la utilización de alguno de los existentes, se comunicará a los usuarios 
con la suficiente antelación de forma que estos puedan realizar las oportunas 
modificaciones en sus sistemas de información.
Para la realización de los intercambios de información bidireccionales, el OS dispondrá 
diversos medios alternativos de uso común para el acceso tanto al sistema principal como 
al de respaldo, y comunicará a los usuarios los detalles técnicos necesarios para el acceso 
y los procedimientos de actuación en caso de conmutación entre los dos sistemas.
La instalación, mantenimiento y configuración de los canales de comunicación para 
acceder al SIOS será responsabilidad y correrá a cargo de los usuarios, salvo acuerdo 
bilateral expreso contrario. El OS indicará en cada caso las normas y procedimientos 
aplicables a los equipos a instalar en sus instalaciones.
5.2  Servicios de acceso a los sistemas de información del OS.
Los servicios de acceso a los SIOS dependerán del carácter de la información a la que 
dan acceso.
Según el tipo de información, existirán dos servicios de acceso:
a)  Servicio de acceso público, que no requiere del uso de ningún tipo de certificado.
b)  Servicio de acceso privado, que requerirá el uso de un certificado digital personal 
otorgado por el OS, o por entidades reconocidas por el OS.
El servicio privado estará reservado únicamente a los participantes en el mercado 
(PM), al OM, a otros operadores del sistema y a otras entidades involucradas en el proceso 
de programación del mercado mayorista de electricidad conforme a la normativa vigente.
Los servicios de acceso, tanto privados como públicos utilizarán las tecnologías más 
adecuadas en cada caso.
Las direcciones electrónicas de los servicios de acceso privado y público serán 
facilitadas por el OS.
5.3  Sistema de seguridad de los servicios de acceso privado a los SIOS.
El sistema de seguridad de los servicios de acceso privado a los SIOS se basa en la 
utilización de los siguientes elementos:
a)  Canal de comunicación cifrado para asegurar la privacidad de la información 
intercambiada. e.e
b)  Uso de certificados digitales para la autenticación al realizar las conexiones con el  b
SIOS, la firma de los documentos electrónicos que constituyen los intercambios de  964ww
infor5Lm.o3as. c1ci óenrCt,i feyicr gtaifadicroaasnd todizsea ld ra iegpli tanaroltea srde.op ubd) ioa ndtee rdioicrh soes  edmocituirmáne natolms.acenados en un fichero en  BOE-A-2020-16cable en https://
alguno de los formatos estándar del mercado. El fichero estará protegido por una
contraseña para evitar su utilización indebida. Los PM y otros sujetos y entidades de 
mercado mayorista de electricidad podrán solicitar uno o varios certificados digitales.
Será responsabilidad del titular de cada certificado la guarda y custodia del mismo. 
Asimismo, en caso de robo o extravío deberá comunicar este hecho lo antes posible al OS, 
para que este proceda a dar de baja, a la mayor brevedad posible, el certificado.
Los certificados digitales serán emitidos por el OS actuando como Autoridad 
Certificadora. Los usuarios reconocen al OS como Autoridad Certificadora de confianza 
por el mero hecho de la utilización del certificado digital.
Los certificados digitales se emitirán con fecha de caducidad. Será responsabilidad del 
usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar, en su caso, la 
renovación del certificado con una antelación no inferior a 5 días laborables respecto a la 
fecha de caducidad.
Asimismo, será responsabilidad del PM o entidad de mercado solicitar la anulación de 
los certificados cuando lo consideren conveniente (por ejemplo, cese de actividad de 
usuarios responsables de los certificados).
6.  Formatos de intercambio de información.
Los documentos electrónicos intercambiados con los PM y otros sujetos y entidades 
del mercado eléctrico, y su contenido, formato y plazos de publicación o recepción por el 
OS, se describen en un único documento denominado «Intercambio de Información con el 
Operador del Sistema», organizado en una serie de volúmenes. Estos volúmenes y sus 
modificaciones serán publicados, con la antelación suficiente antes de su entrada en vigor, 
en la web dispuesta para este fin por el OS.
Los documentos intercambiados con el Operador del Mercado, y su contenido, formato 
y plazos de publicación o recepción por el OS, se describen en el documento denominado 
«Modelo de Ficheros para el Intercambio de Información entre el OS y el OM» acordado 
conjuntamente por el OS y el OM.
Anexo I
Intercambios de información del proceso de programación
Salvo indicación expresa en contra, el periodo de programación de las siguientes 
publicaciones es el periodo horario.
1.  Información de carácter público comunicada por el OS.
1.1  Previsión de demanda.
El OS facilitará la siguiente información relativa a la previsión de demanda (incluido el 
consumo asociado a autoconsumo) del sistema peninsular español con la siguiente 
periodicidad:
Previsiones semanales del año siguiente, 
indicando valor máximo y mínimo semanal.
Anualmente: Antes del día quince del mes de  Margen de las previsiones para el año 
diciembre. siguiente. Esta publicación se realizará con una 
semana de antelación respecto a las 
asignaciones de capacidad en horizonte anual. es
Previsiones referidas a meses completos. w.
Mensualmente: En los primeros quince días del  Previsiones para cada una de las semanas del  964ww
mpreesv iasinótne.rior a aquél al que se refiere la  mmeínsi msiog usieemntaen, ainl.dicando valor máximo y
Semanalmente: Cada viernes, al menos dos  Valores máximo y mínimo de demanda prevista 
horas antes del cierre del periodo de  para cada uno de los días de la semana natural 
presentación de ofertas al mercado diario. siguiente.
Diariamente: Al menos dos horas antes 
respecto a la hora de cierre del periodo de  Periodos horarios del día siguiente.
presentación de ofertas al mercado diario.
Con un horizonte de 30 horas desde la hora de 
Horariamente: Cada hora.
publicación.
Adicionalmente, y de acuerdo con la Circular 4/2019, el OS realizará y publicará las 
previsiones de demanda considerando tres niveles de previsión:
Predicción de la demanda peninsular 
Anual: En el mes de diciembre para el siguiente año. anual en el mes de diciembre del 
año anterior.
Diaria D+1: Antes de las 11:00 (una hora antes del cierre 
Desglose horario.
de ofertas al mercado diario).
Intradiaria H+3: Tres horas antes de cada hora del día en  Horariamente para todas las horas 
curso. del día en curso.
1.2  Previsión producción eólica y solar.
El OS facilitará la información correspondiente a las previsiones de generación 
(incluida la generación asociada al autoconsumo) eólica y solar térmica y fotovoltaica del 
sistema peninsular español: 
Diariamente: Con una antelación no inferior a las 18h00  Previsión desde el día siguiente y la 
CET del día anterior al de suministro. semana móvil siguiente.
Previsión desde hora siguiente a la 
Horariamente: Cada hora. hora de publicación y el período 
horario final del día siguiente.
Adicionalmente, y de acuerdo con la Circular 4/2019, el OS  Predicción diaria de generación 
realizará y publicará las previsiones de eólica y solar  peninsular eólica más fotovoltaica 
fotovoltaica en los siguientes dos niveles de previsión: para el día siguiente, con desglose 
Diaria D+1: Antes de las 11:00. horario.
Predicción intradiaria de la 
Intradiaria H+3: Tres horas antes de cada hora del día en 
generación peninsular eólica más 
curso.
fotovoltaica.
1.3  Indisponibilidad de las infraestructuras de transporte.
El OS facilitará, semanalmente, la información actualizada, correspondiente a las 
fechas de inicio y fin (día y hora) asociadas a indisponibilidades y planes de mantenimiento 
que modifiquen la capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales en un 
valor igual o superior a 100 MW y la mantendrá actualizará en caso de producirse  s
modificaciones. oe.
1.4  Disponibilidad/indisponibilidad de unidades de generación y demanda. 964ww
El OS facilitará la información correspondiente a:
cate–g oLraía sg edneefirnaicdiaósn  pealérac tlraic gae dniesrpaocnióibnle e na gerle agpaadrata pdoor  1ti.p9o d dee e sptreo dauncecxioó nc ocno npfeorrimodei caid laads 
mensual, para el horizonte semanal, mensual, trimestral y anual.
– Planes de mantenimiento e indisponibilidades. 
Planes de mantenimiento previstos para el 
año móvil en:
Mensualmente, dentro de los primeros 10 días de  − Unidades de programación de potencia 
cada mes neta igual o superior a 200 MW
− Unidades de generación y consumo de 
potencia neta igual o superior a 100 MW
Actualización de los planes de 
mantenimiento e indisponibilidades 
comunicadas no previstas de:
Cada hora. − Unidades de programación de potencia 
neta igual o superior a 200 MW
− Unidades de generación y consumo de 
potencia neta igual o superior a 100 MW
1.5  Índice de llenado medio semanal de almacenamiento hidroeléctrico.
El OS publicará semanalmente el índice de llenado medio semanal agregado de todos 
los depósitos de agua e instalaciones de almacenamiento hidroeléctrico (MWh), 
correspondiente a la semana anterior, incluyendo la cifra correspondiente a la misma 
semana del año anterior.
1.6  Generación y demanda real.
El OS facilitará, a más tardar, una hora después del periodo de operación la información 
de tiempo real correspondiente a valores horarios de:
• Demanda real del sistema registrada para cada hora.
• Entregas de energía de las unidades de generación agregada por tipos de producción 
conforme a las categorías establecidas en el apartado 1.9 de este anexo.
En el día D+1, estará ya disponible la información correspondiente a las medidas de 
entregas o tomas de energía de cada una de las unidades de generación, demanda y 
almacenamiento de potencia neta igual o superior a 100 MW.
1.7  Capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales (NTC, por sus 
siglas en inglés).
El OS facilitará para cada una de las interconexiones internacionales (Francia, 
Portugal, Marruecos y Andorra) la siguiente información: 
Valores de capacidad de intercambio 
Anualmente: No más tarde del décimo día previo a la 
previstos para el año siguiente, con 
fecha de ejecución de las subastas anuales, pero 
resolución horaria, para cada sentido de 
nunca después del 1 de diciembre.
flujo de potencia.  
Valores de la capacidad de intercambio 
previstos para el mes siguiente, con 
resolución horaria por sentido de flujo de 
Mensualmente: No más tarde de las 13:00 horas del 
potencia.
tercer día laborable previo a la fecha de ejecución de 
Valores de la capacidad de intercambio 
las subastas mensuales
previstos para el año en curso, con  s
resolución horaria por sentido de flujo de  e.
potencia. w.b
Hcoorrriezsopnoten ddiieanritoe:  aAln Ptelasz doe d lea  Fhiormrae lzíma iDtei ario de cada  Vpreraesloovrilsuetcsoi ósd nep  ahcroaarp aearlci adid,í aapd as ridage uc iiaendnteater cs, aecmnotnbid ioo  de  2020-16964n https://ww
día (Artículo 69 del Reglamento CACM) flujo de potencia.
Cualquier modificación identificada con 
En tiempo real, con al menos una hora de antelación  posterioridad será actualizada en tiempo 
respecto al cierre de presentación de ofertas al  real para el horizonte de programación que 
mercado diario alcanza hasta las 24 horas del día 
siguiente.
1.8  Subastas explícitas de capacidad.
El  OS,  o  tercero  habilitado,  facilitará  la  información  correspondiente  a  las 
especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas explícitas de largo 
plazo en las interconexiones europeas, en la forma y plazos que se establecen en las 
Reglas HAR (Reglas Armonizadas de Asignación de Capacidad en el largo plazo).
1.9  Programas de generación y consumo.
El OS facilitará los programas correspondientes a los diferentes horizontes de 
programación: Programa diario base de funcionamiento (PDBF), Programa diario viable 
provisional (PDVP), Programas Horarios Finales (PHF y PHFC) y Programa horario 
operativo (P48).
– En el plazo máximo de 90 minutos respecto a los horarios establecidos en el proceso 
de programación se facilitarán los programas agregados conforme a las siguientes 
categorías:
• Hidráulica.
• Eólica.
• Solar fotovoltaica.
• Solar térmica.
• Otras Renovables.
• Nuclear.
• Turbinación bombeo.
• Ciclo Combinado.
• Carbón.
• Fuel-Gas.
• Cogeneración.
• Residuos no Renovables.
• Consumo Bombeo.
• Programa Enlace Baleares.
• Importaciones.
• Exportaciones.
• Saldo Internacional.
• Comercializadores.
• Comercializadores de referencia.
• Consumidores directos en mercado.
• Consumo servicios auxiliares.
• Genéricas.
– Transcurrido un mes desde el día de programación, el OS facilitará la información 
correspondiente a los programas por participante en el mercado.
– A los 90 días respecto al día de programación, toda la información será pública por  e.
unidad de programación, sin nivel alguno de agregación. w.
progAradmiciaocnióanlm, esnint en,i veel l OaSlg ufancoi lditea raág, reelg parcoiógnra, mena  ehlo pralarzioo  ompáexriamtiovo d e(P u4n8a)  hpoorra u dneidsadde  dsue 
publicación.
1.10  Programas de intercambio internacionales:
En el plazo máximo de 90 minutos respecto a los horarios establecidos en el proceso 
de programación, el OS publicará los programas de intercambio internacionales 
establecidos por los PM en los diferentes horizontes de programación (PDBF, PDVP, PHF, 
PHFC y P48) por cada una de las interconexiones internacionales como resultado de:
– La participación en los mercados de energía.
– La gestión en las interconexiones en las que no existe un mecanismo coordinado de 
capacidad.
– La participación en las plataformas europeas de balance.
– La gestión coordinada de congestiones identificadas en las interconexiones en 
tiempo real y, en su caso, cualquier otro ajuste en tiempo real que modifique los programas 
de intercambio internacional establecidos por los PM.
Adicionalmente, el OS, o tercero habilitado, facilitará la información correspondiente a:
– Las rentas de congestión procedentes de la gestión de las interconexiones 
internacionales mediante mecanismos de acoplamiento de mercado o de participación en 
plataformas de balance con periodicidad diaria, o de subastas explícitas de acuerdo con el 
calendario de subastas explícitas.
– Antes del último día del mes siguiente al periodo de programación, los costes 
derivados de las acciones coordinadas de balance o aplicación de redespachos de energía 
en tiempo real que hayan sido necesarios aplicar para la solución de congestiones en las 
interconexiones.
1.11  Proceso de solución de restricciones técnicas:
El OS facilitará la información referente al proceso de solución de restricciones técnicas 
del PDBF en el plazo máximo de 30 minutos tras la publicación del PDVP, y la información 
referente al proceso de solución de restricciones técnicas en tiempo real en un plazo 
máximo de 30 minutos tras el correspondiente periodo de programación:
– Resultados agregados de energía programada por sentido y según los distintos 
tipos de limitación y precio medio resultante del proceso de la solución de restricciones 
técnicas en el PDBF y durante la operación en tiempo real.
– Volumen agregado de limitaciones de programa aplicadas.
Asimismo, el OS facilitará los resultados de energía programada del proceso de la 
solución de restricciones técnicas en el PDBF y durante la operación en tiempo real:
– Agregados conforme apartado 1.9 de este anexo, en el plazo máximo de tres días 
desde el día de programación, incluyendo precios de asignación.
– Agregados por participante en el mercado, transcurrido un mes desde el día de 
programación.
– Por unidad de programación, sin nivel alguno de agregación, a los 90 días respecto 
al día de programación, incluyendo precios de asignación y limitaciones establecidas por 
seguridad.
1.12  Banda de regulación secundaria.
Con periodicidad diaria, antes de transcurridos 30 minutos desde la realización del  oe.
proceso de asignación de banda de regulación secundaria el OS publicará: w.
para–  eLl odsía r esiqguueierinmteie.ntos de banda de regulación secundaria del sistema a subir y a bajar
secu–n dEal rriae sau lstaudboir  ya gar ebgaajadro p ya rpar eecl idoí am saigrguiineanlt ed.e la asignación de banda de regulación
– La curva agregada anonimizada de ofertas de banda de regulación secundaria a 
subir y a bajar.
Asimismo, el OS facilitará los resultados del proceso de asignación de banda de 
regulación secundaria:
– En el plazo máximo de tres días desde el día de publicación y agregados conforme 
apartado 1.9 de este anexo, incluyendo los resultados de la reasignación de banda.
– Transcurrido un mes desde el día de programación, el OS facilitará la información 
correspondiente a los resultados por participante en el mercado.
– A los 90 días respecto al día de programación, toda la información será pública por 
unidad de programación, sin nivel alguno de agregación, incluyendo precios de asignación 
y ofertas de banda de regulación secundaria.
1.13  Energías de balance.
1.13.1  Reservas de sustitución (RR, por sus siglas en inglés).
El OS publicará, a más tardar, 30 minutos después del correspondiente periodo de 
programación la siguiente información:
– Volumen total de energía de balance tipo RR asignada a los proveedores del servicio 
del sistema eléctrico peninsular español por la plataforma europea RR.
– Necesidades solicitadas y satisfechas del sistema eléctrico peninsular español, 
indicando el sentido (subir/bajar) y el tipo de necesidad (inelástica/elástica).
– Precio marginal cuarto-horario correspondiente a la activación de energía de balance 
tipo RR en el área correspondiente al sistema eléctrico peninsular español.
– Curva agregada anonimizada de ofertas de energía de balance tipo RR a subir y a 
bajar del sistema eléctrico peninsular español enviadas a la plataforma europea RR.
– Requisitos de control de flujo en las interconexiones solicitados desde el sistema 
eléctrico español para las interconexiones entre Francia-España y Portugal-España.
El OS publicará, antes del último día del mes siguiente al periodo de programación, la 
información relativa a la liquidación del sistema eléctrico español derivada de la 
consideración de los requisitos de control de flujo en las interconexiones internacionales.
Asimismo, el OS facilitará los resultados de la asignación de energías de balance RR:
– En el plazo máximo de tres días desde el día de publicación y agregados conforme 
apartado 1.9 de este anexo, incluyendo precios de asignación.
– Transcurrido un mes desde el día de programación, el OS facilitará la información 
correspondiente a los resultados por participante en el mercado.
– A los 90 días respecto al día de programación, toda la información será pública por 
unidad de programación, sin nivel alguno de agregación, incluyendo precios de asignación 
y ofertas de RR presentadas por los proveedores del servicio.
1.13.2  Regulación terciaria.
El OS publicará, a más tardar, 30 minutos después del correspondiente periodo de 
programación la siguiente información:
– Volumen total de energía de regulación terciaria asignada a subir y a bajar.
– La curva agregada anonimizada de ofertas presentadas por los PM de regulación  es
terciaria a subir y a bajar. bo
– Precio marginal horario correspondiente a la activación de energía terciaria. 964ww
reguAlascimióins mteorc, iaerl iaO:S facilitará los siguientes resultados del proceso de asignación de
– En el plazo máximo de tres días desde el día de publicación y agregados conforme
apartado 1.9 de este anexo, incluyendo precios de asignación.
– Transcurrido un mes desde el día de programación, el OS facilitará la información 
correspondiente a los resultados por participante en el mercado.
– A los 90 días respecto al día de programación, toda la información será pública por 
unidad de programación, sin nivel alguno de agregación, incluyendo precios de asignación 
y ofertas de regulación terciaria presentadas por los PM.
1.13.3  Energía activada de regulación secundaria.
Con periodicidad diaria, antes de las 13:00 horas con la información del día anterior, el 
OS publicará:
– Volumen total agregado de energía de regulación secundaria a subir y a bajar y el 
precio marginal correspondiente a la activación de energía secundaria.
El primer día laborable siguiente al día D, el OS publicará:
– Volumen de energía compensada de importación y exportación del sistema 
peninsular español por aplicación del proceso de compensación de desequilibrios en la 
plataforma europea de IN.
Mensualmente, el OS publicará:
– Precios cuarto-horarios del proceso de IN de aplicación al bloque de control 
peninsular español calculados por la plataforma europea de IN.
1.14  Servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad.
El OS facilitará la siguiente información a más tardar, 30 minutos después del 
correspondiente periodo de programación, la siguiente información:
– Volumen de demanda interrumpible (potencia activa que se podría dejar de consumir 
por los proveedores del servicio de interrumpibilidad en el caso de la aplicación de una 
orden de reducción de potencial).
– Tras cada activación del servicio de interrumpibilidad, el OS hará pública la 
información  de  volumen  de  recurso  interrumpible  solicitado  por  aplicación  de 
interrumpibilidad (MWh), desglosado por los siguientes criterios:
• Por criterios económicos.
• Por criterios técnicos.
• A efectos de comprobación del funcionamiento efectivo del servicio.
1.15  Desvíos.
El OS, antes de transcurridos 30 minutos desde la hora de programación, facilitará la 
siguiente información:
– Energía de balance neta del sistema.
– Precio del desvío a subir y a bajar.
1.16  Enlace sistema eléctrico peninsular-sistema eléctrico balear.
– La capacidad programable del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el 
sistema eléctrico balear, actualizada en tiempo real. e.e
– Resultado agregado del programa de entrega de energía a través del enlace  b
Península-Baleares en los diferentes horizontes de programación (programas PDBF,  964ww
PDV–P ,R PeHsuFl tya dPo4 8a)g.regado de los redespachos aplicados en tiempo real sobre el programa
de entrega de energía a través del enlace Península-Baleares.
2.  Información confidencial.
2.1  Información por unidad de programación que deviene a pública transcurridos los 
plazos de confidencialidad.
El OS comunicará a cada participante en el mercado, de forma confidencial, la 
información correspondiente a sus unidades programación, en los plazos indicados en el 
procedimiento de operación por el que se establece el proceso de programación resultante 
de dichos procesos:
– Subastas de capacidad de contratos bilaterales en interconexiones en las que no 
existe un mecanismo coordinado de capacidad.
– Programación de la operación del sistema en el mercado mayorista de electricidad 
(programas PDBF, PDVP, PHF y PHFC publicados por el OS).
– Asignaciones y redespachos de los diferentes servicios de ajuste del sistema.
Asimismo, pondrá a disposición cada uno de los PM, en los plazos indicados en el 
procedimiento de operación por el que se establece el proceso de programación, toda la 
información confidencial de sus unidades de programación, enviada por PM al OS e 
integrada correctamente en los SIOS:
– Contratos bilaterales.
– Cambios de programa entre BRP.
– Ofertas presentadas en los diferentes servicios de ajuste del sistema.
– Desvíos comunicados y redespachos por indisponibilidad en tiempo real.
Los titulares de unidades de producción compartidas que no sean responsables del 
envío de ofertas para la participación de la unidad de programación en los mercados de 
servicios de ajuste del sistema tendrán acceso a la información del resultado de la 
participación de dichas unidades de producción en los mercados de servicios de ajuste del 
sistema, pero no se les comunicará la información de las correspondientes ofertas 
presentadas a estos mercados.
La información contenida en este apartado, de carácter confidencial, devendrá en 
pública en aplicación de los plazos establecidos en el apartado 1 de este anexo.
2.2  Información de carácter confidencial.
2.2.1  Información confidencial por unidad de programación o unidad física.
El OS pondrá a disposición de cada uno de los participantes en el mercado, en los 
plazos indicados en el procedimiento de operación por el que se establece el proceso de 
programación, la información confidencial de sus unidades de programación o unidades 
físicas, enviada por los participantes en el mercado al OS e integrada correctamente en los 
SIOS correspondiente a:
– Nominaciones de programa en unidades de programación.
– Desgloses de programa en unidades físicas.
– Potencias hidráulicas máximas y valores mínimos por unidad de programación.
2.2.2  Situación de la red de transporte.
Con periodicidad diaria, antes del cierre de ofertas al mercado diario, los participantes 
en el mercado dispondrán de la información actualizada sobre la situación de la red de  e.
transporte. w.b
2L.o2s.3 c asCoass oPsS PSS/ES /E(s.oftware para el análisis de sistemas eléctricos de potencia)
udteil ilzoasd poasr tpicairpaa lnotse sa neánl iesli sm deer craedstor iaccnitoense dse t étrcannicsacus rdriedlo PsD trBeFs  dsíearsá nh ápbuielessto dse as ddeis eplo dsíiac idóen   BOE-A-cable e
programación.
P.O. 14.1  CONDICIONES GENERALES DEL PROCESO DE LIQUIDACIÓN 
DEL OPERADOR DEL SISTEMA
1.  Objeto.
El objeto de este procedimiento de operación es establecer las condiciones generales 
de los procesos del operador del sistema de liquidación y de comunicación de los cobros 
y pagos y gestión de garantías establecidos en los puntos j), m) y n), y en su caso ac), del 
apartado 2 del artículo 30 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
1.1  Procesos de liquidación.
Los procesos de liquidación comprenden las siguientes actividades:
– Admisión, suspensión y baja de la participación en el mercado mayorista de 
electricidad.
– Obtención y actualización de los datos de los participantes en el mercado.
– Cálculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago.
El operador del sistema llevará a cabo las actividades del proceso de liquidación del 
Mercado conforme a la normativa vigente y a lo establecido en los procedimientos de 
operación, en particular en los siguientes:
PO 14.2  Admisión de participantes en el mercado y datos necesarios durante su 
participación.
PO 14.4  Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del 
sistema.
PO 14.6  Liquidación de intercambios internacionales no realizados por sujetos del 
mercado.
PO 14.8  Sujeto de Liquidación de las instalaciones de producción y de las 
instalaciones de autoconsumo.
1.2  Procesos de comunicación de cobros y pagos y gestión de garantías.
Los procesos de comunicación de cobros y pagos y gestión de las garantías 
comprenden las siguientes actividades:
– Registro de las anotaciones en cuenta.
– Cálculo y gestión de las garantías de pago.
– Expedición de facturas, cobros y pagos.
El operador del sistema llevará a cabo estas actividades conforme a la normativa 
vigente, al calendario establecido en el apartado 6 de este procedimiento y a lo establecido 
en los procedimientos de operación siguientes:
PO 14.3  Garantías de pago.
PO 14.7  Expedición de facturas, cobros y pagos.
2.  Ámbito de aplicación y definiciones.
2.1  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento de operación es de aplicación a los participantes en el mercado, a  e.
los sujetos de liquidación responsables del balance (BRP, por sus siglas en inglés), a los  w.
proveedores de servicios de balance (BSP, por sus siglas en inglés) y al operador del  964ww
sisteEmsate. procedimiento es de aplicación al operador del mercado en lo referente a la
aredsmpeiscitóivna, mseunstpee dnes ilóa na dom bisaiójan , dseu sApegnesnitóens  od beal jaM deer cpaadrtoic iDpaianrtieos  ceonm eol m ceorncasedocu.encia  BOE-A-cable e
2.2  Referencias y definiciones.
Las referencias a Reglamento (UE) 2019/943 se entenderán como referidas al 
Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, 
relativo al mercado interior de la electricidad.
Las referencias a Circular 3/2019 se entenderán como referidas a la Circular 3/2019, 
de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la 
que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista 
de electricidad y la gestión de la operación del sistema.
Las referencias a Mercado se entenderán como referidas al «Mercado mayorista de 
electricidad» definido en el artículo 1 de la Circular 3/2019 como «el integrado por el 
conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energía y de otros servicios 
relacionados con el suministro de energía eléctrica».
De acuerdo con establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector 
Eléctrico, y en el Reglamento (UE) 2017/2195, de la Comisión, de 23 de noviembre 
de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico, el mercado 
mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, organizados y no organizados, 
mercado diario, mercado intradiario, mercado de ajuste, entendidos estos como los 
servicios de no frecuencia y servicios de balance del sistema, necesarios para garantizar 
un suministro adecuado al consumidor, incluyendo la resolución de restricciones técnicas».
Las referencias a Ministerio en este procedimiento se entenderán como referidas al 
Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, o al que cada momento 
ostente la competencia en materia de energía.
Las referencias a CNMC en este procedimiento se entenderán como referidas a la 
Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia.
Las referencias a Condiciones del Balance se entenderán como referidas a las 
Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos 
de liquidación responsables del balance en el sistema eléctrico peninsular español 
aprobadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Las referencias a Reglamento EB en este procedimiento se entenderán como referidas 
al Reglamento (UE) 2017/2195 por el que se establece una directriz sobre el balance 
eléctrico.
«Participante en el mercado»: persona física o jurídica que está generando, comprando 
o vendiendo electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la 
participación activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la 
emisión de ordenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad, 
entre ellos los mercados de la energía de balance.  Definición 25) del artículo 2 del 
Reglamento (UE) 2019/943.
«Sujeto de liquidación responsable del balance (BRP por sus siglas en inglés)»: 
participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el 
mercado de la electricidad. Definición 14) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943.
«Responsabilidad en materia de balance»: todos los participantes del mercado serán 
responsables de los desvíos que causen en el sistema («responsabilidad de balance»). A 
tal fin, los participantes del mercado serán sujetos de liquidación responsables del balance 
o delegarán contractualmente su responsabilidad en un sujeto de liquidación responsable 
del balance de su elección. Cada sujeto de liquidación responsable del balance responderá 
financieramente de los desvíos y se esforzará por lograr el equilibrio o por contribuir a que 
el sistema eléctrico esté en equilibrio.  Artículo 5 del Reglamento (UE) 2019/943. s
«Proveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en inglés)»: participante en el  e.
mercado que suministra energía de balance y/o reserva de balance a los TSO, tal como se  w.
define en el punto (12) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943. 964ww
esta«bUlenciedna dlo sd ep rporgoragmraamsa dceió enn e(UrgPía)» e: ne esl  lma eurcnaiddaod m ealeyomriesntata dl ep eolre cmtreicdiidoa dd ed elafi nciduoasl  esne 
el prLoocse dhiomraierniotos  dmee onpceiornaacidóons 3 e.1n. este procedimiento están referidos a la Hora Central  BOE-A-cable e
Europea CET (Central European Time) o CEST (Central European Summer Time).
3.  Participación en el Mercado.
3.1  Admisión para participar en el Mercado.
Los participantes en el mercado, deberán observar los requisitos establecidos en el 
PO 14.2 en lo relativo a información necesaria para la participación, los requisitos de 
prestación de garantías de pago establecidos en el PO 14.3 y, en su caso, los requisitos y 
procedimientos establecidos en el PO 14.8.
Los representantes que actúen por cuenta de cualquier participante a los efectos de su 
participación en el mercado deberán acreditar la representación en el proceso de admisión 
según lo establecido en el artículo 5.2 de la Ley 39/2015, indicando si ostentan:
1.  Representación directa: cuando el representante actúe en nombre ajeno y por 
cuenta ajena. En este caso, el representado será el único obligado al pago del importe de 
la factura de la liquidación y, en su caso, el único con derecho al cobro de la misma. El 
representado deberá prestar las garantías que se le requiera por ser la entidad que 
comporta la condición de deudor y, como tal, el único obligado al pago de la deuda 
devengada en la liquidación.
2.  Representación indirecta: cuando el representante actúe en nombre propio, pero 
por cuenta ajena. En este caso, el representante será el sujeto obligado al pago del importe 
de la factura de la liquidación y, en su caso, con derecho al cobro de la misma. La garantía 
deberá prestarla el representante. Se considerará siempre al representante como el titular 
de las garantías a todos los efectos, y específicamente en el caso de ejecución de la 
garantía en caso de incumplimiento del representante.
En cada momento, un participante solamente podrá acreditar a un único representante.
3.2  Designación del Sujeto de Liquidación Responsable del balance (BRP).
Conforme al artículo 5 del Reglamento (UE) 2019/94, todos los participantes del 
mercado deben ser responsables financieros de los desvíos que causen en el sistema o 
delegar contractualmente esta responsabilidad en un BRP de su elección.
En el caso de que la unidad de programación sea de propiedad compartida y participe 
en el Mercado a través de sus copropietarios o de representación directa, se considerará 
a todos los efectos como «único BRP» a cada uno de los copropietarios en la proporción 
que corresponda a su porcentaje de propiedad. A efectos de los procedimientos de 
operación de liquidaciones se entenderá por unidades de propiedad compartida a las 
constituidas como Agrupación de Interés Económico (AIE).
El artículo 16 de las Condiciones del Balance establece los criterios para definir la 
responsabilidad del balance de cada conexión de forma que se evite cualquier hueco o 
solape en la responsabilidad del balance de los distintos participantes en el mercado que 
presten servicio en esa conexión, como exige el artículo 18.6.a del Reglamento EB. Al 
establecer la responsabilidad de cada conexión, se establece la responsabilidad del 
balance de cada unidad de programación. Cada unidad de programación y cada zona de 
regulación estarán asignadas en cada momento a un único BRP.
(a)  Cada comercializador y cada consumidor directo puede delegar contractualmente 
su responsabilidad como BRP de sus unidades de programación a otro BRP con sólo una 
de las siguientes opciones:
– Al BRP al que ha designado como representante en el Mercado en modalidad de  e.
representación indirecta. Cada comercializador y cada consumidor directo delega  w.
contractualmente la responsabilidad como BRP en su representante en modalidad  964ww
indir–e cAtal .comercializador al que ha designado contractualmente mediante un contrato
bilat–e rAall  cBoRnP r easl pqounes haab idlideasdig ndaed goe csotiónntr aúcntiucaal menetnrete c coommeor crieaslipzoandsoarabsle. del balance frente  BOE-A-cable e
al operador del sistema.
El BRP que ha sido designado con alguna de las opciones anteriores no puede, a su 
vez, delegar en un tercero su responsabilidad como BRP.
(b)  Cada instalación de producción que forme parte de una zona de regulación 
delega contractualmente en el titular de la zona de regulación su responsabilidad del 
balance, en virtud del acuerdo de pertenencia a zona de regulación que hayan firmado 
entre las partes. El titular de la instalación de producción no puede delegar dicha 
responsabilidad en otro BRP distinto al de la zona de regulación.
(c)  Cada instalación de producción que no forme parte de una zona de regulación 
puede delegar contractualmente su responsabilidad como BRP de sus unidades de 
programación a otro BRP en las condiciones establecidas en el PO 14.8:
– BRP al que ha designado como representante en el Mercado en modalidad de 
representación indirecta. Cada titular delega contractualmente la responsabilidad como 
BRP en su representante en modalidad indirecta.
– Comercializador con el que ha firmado un contrato de comercialización de la energía 
vertida por la instalación.
– BRP al que ha designado contractualmente como responsable del balance frente al 
operador del sistema.
El BRP que ha sido designado con alguna de las modalidades anteriores no puede, a 
su vez, delegar en un tercero su responsabilidad como BRP.
(d)  Cada zona de regulación tiene como BRP al sujeto propietario de la misma y no 
puede delegar su responsabilidad a otro BRP.
El BRP, responsable financiero de los desvíos, será asimismo el responsable de los 
pagos, de los cobros y de la prestación de las garantías de pago que se deriven de la 
participación en el Mercado de la unidad de programación/zona de regulación, en particular 
de los derechos de cobro y obligaciones de pago por la energía asignada para la resolución 
de restricciones técnicas y de otros conceptos cuya liquidación se ha asignado al operador 
del sistema que se establecen en el PO 14.4.
3.3  Cambios durante la participación en el Mercado.
El BRP, o en su caso el participante en el mercado, deberá comunicar al operador del 
sistema cualquier cambio en los datos requeridos para su participación en el Mercado 
conforme a lo establecido en el PO 14.2 y, en su caso, en el PO 14.8.
El BRP no podrá transferir a un tercero sus derechos y obligaciones como BRP sin 
conocimiento del operador del sistema. En caso de cambio de la entidad legal del BRP 
como consecuencia de fusiones, absorciones u otras operaciones, estará obligado a 
comunicar al operador del sistema el cambio con la mayor prontitud y, en todo caso, antes 
de diez días hábiles de que el cambio tenga efecto legal.
El participante en el mercado que actúe como representante de otros no podrá 
transferir su representación a otro participante en el mercado. En caso de cambio de la 
entidad legal del representante como consecuencia de fusiones, absorciones u otras 
operaciones, el representante estará obligado a comunicar al operador del sistema el 
cambio con la mayor prontitud y, en todo caso, antes de diez días hábiles de que el cambio 
tenga efecto legal.
3.4  Suspensión de la participación en el mercado.
Desde el inicio de su participación en el Mercado, el participante en el mercado deberá  e
cumplir en todo momento las condiciones de admisión; en caso de incumplimiento de  bo
alguna de ellas, el operador del sistema informará de las condiciones incumplidas,  964ww
cdoem lau Cniicrácunldaor lo3 /a2l0 M19in yis, teenri os uy  caa lsao C, NdeMl Car atí clouslo e 4fe7c dtoes l ad eL eloy  d2i4sp/2u0e1s3to,  deenl  eSle Acrttoícr uElolé 1c9tr(i1c1o).
requEelr iindcausm epnl icmaidean tmo odme elan toob pligoadcráió nse dre c apuasgao  doe d seul sdpeebnesr iódne  pprreosvtisaicoinóanl  ddee  laacsu gearrdaon tcíoans 
lo establecido en los PO 14.7 y 14.3.
El incumplimiento de las obligaciones de información al operador del sistema de los 
datos necesarios para su participación en el Mercado podrá ser causa de suspensión 
provisional cuando de dicho incumplimiento se deriven o puedan derivarse errores o 
perjuicios en el proceso de liquidación.
La suspensión del participante en el mercado supondrá de forma automática la 
suspensión del mismo como Agente del Mercado Diario; a tal efecto, el operador del 
sistema comunicará la suspensión y los motivos de la misma al operador del mercado.
En todo caso, la suspensión, sea del tipo que sea, no eximirá al participante en el 
mercado o al BRP en el que haya delegado la responsabilidad del balance del cumplimiento 
de las obligaciones de pago pendientes derivadas de su participación en el Mercado.
La suspensión de un participante en el mercado o del BRP en el que haya delegado la 
responsabilidad del balance supondrá automáticamente la suspensión de dicha delegación 
durante el periodo de suspensión.
3.5  Baja de la participación en el mercado.
El participante en el mercado podrá solicitar la baja de su participación con los medios 
habilitados a tal efecto por el operador del sistema.
Los consumidores directos que dejen de comprar la energía para sus suministros en 
el mercado y pasen a ser suministrados por un comercializador deberán solicitar su baja 
como participantes de mercado.
El operador del sistema podrá solicitar la baja al operador del mercado de aquellos 
comercializadores o consumidores directos para lo que se haya recibido el traslado del 
Ministerio del cese de actividad. Así mismo, podrá solicitar la baja de los consumidores 
directos que hayan contratado el suministro con un comercializador.
Si un mismo participante en el mercado participa realizando distintas actividades 
destinadas al suministro de energía eléctrica, deberá presentar una solicitud de baja de 
forma separada para cada actividad.
El participante en el mercado deberá notificar en la solicitud la fecha en la que desea 
finalizar su participación.
La baja del participante en el mercado supondrá la baja del mismo como Agente del 
Mercado Diario, a tal efecto el operador del sistema coordinará la baja con el operador del 
mercado y la comunicará al Ministerio y a la CNMC.
En todo caso, la baja no eximirá al participante en el mercado o al BRP en el que haya 
delegado la responsabilidad del balance del cumplimiento de las obligaciones de pago 
pendientes derivadas de su participación en el Mercado.
4.  Condiciones del proceso de liquidación.
4.1  Confidencialidad.
La información sobre las anotaciones en cuenta de cada participante en el mercado 
será confidencial para el resto de participantes. El operador del sistema podrá publicar 
información agregada de todos los participantes, o de agrupaciones de ellos, sin necesidad 
de consentimiento de los mismos, cuya información sea objeto de la agregación.
Una vez transcurrido el periodo de confidencialidad, en la liquidación Intermedia 
provisional del mes M se publicarán las cuotas de producción y demanda por BRP.
Los datos relativos a la actividad del participante en el mercado del que sean 
requeridos al operador del sistema por la CNMC y por los organismos competentes de la 
Administración serán facilitados sin necesidad de consentimiento del mismo. s
En caso de que el operador del sistema habilite a un tercero para realizar las  oe.
actividades que le autorice la normativa vigente, comunicará al Tercero Autorizado los  w.
dcqouanetos eses nttqeimu leiee  nrreteoqs.u uEiletl erTane  rscnoeebrrcoee A sluaat roairocizstua adpcoai órcano  mdreeulan BilcizRaarPár   easnlu  oslap esa rcaatdcivtoiivrd iddaeadlde sesiss  tsqeiumne a n dleae csineefsmoirdpmaeadñce i dóenel    2020-16964n https://ww
Tercero Autorizado sin necesidad de consentimiento del mismo.
Los datos del participante en el mercado no podrán ser revelados a otros terceros,  Bc
diferentes de los anteriormente indicados, sin el consentimiento expreso del mismo
excepto en lo dispuesto en la normativa del Mercado referente a la información de carácter 
público, en cuyo caso la información se hará pública de acuerdo con la normativa vigente 
sin necesidad de consentimiento expreso.
4.2  Comunicaciones.
Las comunicaciones se realizarán a las personas y direcciones que figuren en la base 
de datos de BRP a través de los medios y formatos que para cada actividad del proceso 
de liquidación determine el operador del sistema. En caso de indisponibilidad de los 
medios habituales, el operador del sistema indicará los medios alternativos.
A efectos del cómputo de los plazos establecidos con relación a las comunicaciones 
entre el BRP y el operador del sistema, se considerará como fecha de comunicación el día 
hábil en que se reciba la comunicación o, en su caso, el primer día hábil siguiente a la 
fecha de recepción de la comunicación. Las comunicaciones recibidas a partir de las 15:00 
se considerarán como recibidas el siguiente día hábil.
4.3  Reclamaciones.
El BRP de cada participante, y en su caso el representante en nombre ajeno, será el 
único autorizado para presentar reclamaciones a las anotaciones en su cuenta en los 
plazos establecidos en el calendario del proceso de liquidación. Las reclamaciones se 
presentarán utilizando los medios establecidos por el operador del sistema.
El BRP podrá establecer el carácter confidencial o público de la reclamación 
presentada, pudiendo cambiar en cualquier momento del proceso de resolución de la 
reclamación dicho carácter. Las reclamaciones públicas serán puestas a disposición del 
resto de BRP.
El operador del sistema dispondrá de cinco días hábiles para resolver la reclamación 
presentada.
En caso de que la reclamación haya sido resuelta como estimada quedará cerrada y 
entendida la conformidad del que la presentó.
En caso de que la reclamación haya sido resuelta como desestimada, el BRP 
dispondrá de cinco días hábiles para aportar información adicional sobre la misma. En este 
caso, el operador del sistema dispondrá de tres días hábiles para comunicar la resolución 
final de la reclamación al BRP que la presentó. En ambos casos se podrá disponer de un 
mayor plazo previa justificación.
En caso de que la reclamación haya sido resuelta finalmente como desestimada, el 
BRP dispondrá de tres días hábiles para comunicar su conformidad o disconformidad con 
la misma. Al finalizar dicho plazo, la reclamación quedará cerrada con la conformidad o 
disconformidad del BRP que la presentó; de no mediar dicha comunicación en el plazo 
indicado se entenderá su conformidad.
Los conflictos que puedan surgir con relación a una reclamación con disconformidad 
se resolverán de acuerdo con lo establecido en el artículo 30.3 de la Ley 24/2013 de 26 de 
diciembre, del Sector Eléctrico.
4.4  Régimen del proceso de liquidación.
El operador del sistema no responderá de las consecuencias de las actuaciones en las 
que intervengan los BRP o terceros, ni de las derivadas de la aplicación de los 
procedimientos de operación y de los sistemas informáticos y de comunicación del 
operador del sistema. Tampoco responderá el operador del sistema de consecuencias  e
derivadas de circunstancias que se encuentren fuera de su control directo, de los casos de  bo
fuerza mayor o de carácter fortuito, de las consecuencias indirectas de las actuaciones y  964ww
odpeel fruanccioionneasm dieesnatorr odlelal dmaiss meon. el Mercado e energía eléctrica ni de los riesgos derivados
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a su disposición a través de dichos sistemas.
5.  Registro de anotaciones en cuenta.
El operador del sistema tendrá un Registro de Anotaciones en Cuenta donde llevará a 
cabo una anotación en la cuenta del BRP correspondiente a cada uno de los derechos de 
cobro y de las obligaciones de pago de cada unidad de programación y zona de regulación 
en cada periodo de programación.
El Registro de Anotaciones en Cuenta contendrá, como mínimo, la siguiente 
información sobre cada transacción anotada:
– Fecha de la transacción.
– Periodo horario de programación.
– Segmento de mercado de la anotación: tipo servicio de ajuste, otros.
– Identificación como derecho de cobro o como obligación de pago.
– Código que identifica la anotación de manera que permita al BRP determinar de 
manera inequívoca la fórmula de cálculo que se ha aplicado en la anotación.
– Código de la unidad de programación o de la zona de regulación.
– En su caso, número de contrato bilateral de la unidad de programación.
– Energía o potencia que se valora en MWh o MW respectivamente con la precisión 
que se establezca en el procedimiento de operación donde se determina el procedimiento 
de asignación de la energía o potencia. En el caso de anotaciones que sean resultado de 
reparto de costes o de valoraciones adicionales, se indicará el valor de la magnitud que ha 
servido para establecer la cuota de reparto o la valoración adicional.
– Sentido de la energía anotada.
– Precio en euros por MWh o en euros por MW.
– Cuantía anotada, en euros con dos decimales.
– BRP.
– Representado, si el participante es un representante en cualquiera de las 
modalidades.
– Representante en nombre ajeno, en su caso.
– Número de facturación en la que factura la anotación según el calendario de 
liquidación.
– Fecha y hora de registro de la anotación.
El Registro de Anotaciones en Cuenta de cada BRP será puesto a disposición del 
mismo, en los términos y plazos descritos en el calendario del proceso de liquidación.
6.  Calendario del proceso de liquidación.
Para cada mes M tendrán lugar los siguientes procesos de liquidación:
– En el mes M, la Liquidación Inicial Provisional Primera.
– En el mes M+1, la Liquidación Inicial Provisional Segunda.
– En el mes siguiente al Cierre del mes M+3, establecido en el procedimiento de 
operación P.O. 10.5, la Liquidación Intermedia Provisional.
– En el mes siguiente al cierre provisional de medidas, la Liquidación Final Provisional.
– En el mes siguiente al cierre definitivo de medidas, la Liquidación Final Definitiva.
En el caso de que el cierre de medidas se publique antes del décimo día natural del 
mes, la liquidación correspondiente tendrá lugar en el mismo mes.
El operador del sistema podrá adaptar el calendario de liquidaciones cuando los  es
procedimientos de medidas cambien el calendario de publicación de medidas, para  o
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Los cobros y pagos de la Inicial Provisional Primera, de la Liquidación Intermedia
Provisional, de la Liquidación Final Provisional y de la Liquidación Final Definitiva que
tengan lugar en el mismo mes, se realizarán en la misma fecha. En todo caso, los cobros 
y pagos de las liquidaciones facturadas en el mes de diciembre se realizarán dentro del 
mismo mes, respetando los plazos entre la expedición de facturas y los pagos y cobros.
En el caso de que las liquidaciones mensuales recojan nuevas informaciones sobre 
programas o precios no incluidos en las liquidaciones anteriores, el operador del sistema 
lo comunicará a los BRP.
En cada liquidación el operador del sistema declarará como definitivas las anotaciones 
cuyas cuantías no estén afectadas por información pendiente de publicar o por 
reclamaciones pendientes de resolver o pendientes de considerar. El resto de anotaciones, 
en su caso, se declararán como facturadas provisionalmente a cuenta.
Si con posterioridad a la expedición de facturas de una liquidación apareciera una 
nueva información o cualquier otra circunstancia que afectará a las cuantías de anotaciones 
facturadas como definitivas, el operador del sistema revisará la calificación de las mismas 
que pasarán a ser facturadas como provisionales a cuenta comunicándolo a los BRP.
Las anotaciones facturadas como definitivas o como provisionales en cada una de las 
liquidaciones permanecerán en el Registro de Anotaciones en Cuenta como mínimo el 
tiempo fijado en la legislación sobre la conservación de facturas, no siendo suprimidas por 
liquidaciones posteriores.
6.1  Liquidación Inicial Provisional.
La Liquidación Inicial Provisional de un mes natural se realizará en las dos fases 
quincenales siguientes:
– Liquidación Inicial Provisional Primera de los días 1 al 15, que dará lugar a una 
facturación.
– Liquidación Inicial Provisional Segunda del mes completo, que dará lugar a una 
facturación por diferencias respecto a la Liquidación Inicial Provisional Primera.
La Liquidación Inicial Provisional Segunda incluirá las nuevas informaciones de la 
primera quincena que pudieran estar disponibles tras la facturación de la Liquidación Inicial 
Provisional Primera.
El operador del sistema podrá incrementar la frecuencia del proceso de liquidación 
estableciendo en el proceso de Liquidación Inicial Provisional un horizonte semanal, diario 
o cualquier otro. El Operador del Sistema comunicará a los participantes en el mercado, al 
Ministerio y a la CNMC, con tres meses de antelación, el calendario de liquidación 
adaptado al nuevo horizonte.
En la Liquidación Inicial Provisional solamente se tendrán en cuenta medidas 
procedentes de equipos de medida de interconexiones internacionales, de instalaciones 
peninsulares de producción, de consumo de bombeo que cumplan los requisitos del 
PO 10.5.
En la Liquidación Inicial Provisional Segunda adicionalmente se considerarán medidas 
de consumo tipo 1, 2 y 3 de participantes acogidos a la liquidación potestativa, según el 
apartado 6.6 de este procedimiento.
La secuencia de operaciones de la Liquidación Inicial Provisional será la siguiente:
(a)  Segundo día hábil posterior al día D del mes M.
El operador del sistema calculará y anotará los derechos de cobro y las obligaciones 
de pago correspondientes al día D con la información disponible. Se calcularán y anotarán  e
igualmente los derechos de cobro y las obligaciones de pago correspondientes a los días  bo
del mes M anteriores al día D con la nueva información disponible sobre dichos días. 964ww
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inmoprmreastcivinad vibiglee nptaer dae q cuoen efidl eBnRcPia lpiduaedd.a comprobar las cuantías anotadas, respetando la
Quedará abierto el plazo de reclamaciones sobre las cuantías anotadas u omitidas en 
el Registro de Anotaciones en Cuenta correspondientes a los días del mes M hasta el día 
D, permaneciendo dicho plazo abierto hasta el día de cierre de reclamaciones de la 
Liquidación Final Definitiva del mes M.
En el caso de que los cálculos de días anteriores al día D recojan nuevas informaciones 
sobre programas o precios, el operador del sistema lo comunicará a los BRP junto con el 
cálculo del día D.
(b)  Segundo día hábil posterior al día 15 del mes M.
Antes de las 15:00, se realizará la publicación de avance del Registro de Anotaciones 
en Cuenta correspondiente a los días 1 al 15 con los derechos de cobro y las obligaciones 
de pago calculados con la información disponible hasta las 10:00.
(c)  Quinto día hábil posterior al día 15 del mes M.
Antes de las 15:00, se realizará la publicación de cierre del Registro de Anotaciones en 
Cuenta correspondiente a los días 1 al 15 con los derechos de cobro y las obligaciones de 
pago calculados con la información disponible hasta las 10:00.
Si existen reclamaciones a las cuantías anotadas u omitidas que hayan sido estimadas 
y su cálculo sea factible antes de las 10:00, se calcularán los derechos de cobro y las 
obligaciones de pago afectados. Las reclamaciones pendientes, en su caso, y las 
estimadas cuyo cálculo no sea factible antes de las 10:00 serán tenidas en cuenta en la 
siguiente liquidación.
(d)  Sexto día hábil posterior al día 15 del mes M.
El operador del sistema expedirá las facturas correspondientes a la Liquidación Inicial 
Provisional Primera y comunicará las notas de abono o cargo de cada BRP.
(e)  Noveno día hábil posterior al día 15 del mes M.
Se realizarán los pagos de los BRP deudores al operador del sistema y los pagos del 
operador del sistema a los BRP acreedores según el procedimiento descrito en el PO 14.7.
(f)  Tercer día hábil posterior al último día del mes M.
Antes de las 15:00, se realizará la última publicación de avance del Registro de 
Anotaciones en Cuenta correspondiente a los días del mes con los derechos de cobro y 
las obligaciones de pago calculados con la información disponible hasta las 10:00.
(g)  Séptimo día hábil del mes M+1.
En caso de disponer de nueva información respecto a la utilizada para la publicación 
del tercer día hábil, se calcularán los derechos de cobro y las obligaciones de pago con la 
nueva información disponible hasta las 10:00.
Independientemente de que el cálculo de medida en punto frontera del Concentrador 
Principal se efectúe el quinto día hábil del mes siguiente con todas las prelaciones 
existentes, dichos valores de energía no se utilizarán para realizar la Liquidación Inicial 
Provisional si no proceden de equipos registradores que cumplan con el procedimiento de 
operación 10.5.
Antes de las 15:00, se realizará la publicación de cierre del Registro de Anotaciones en  e.
Cuenta correspondiente a todos los días del mes con los derechos de cobro y las  w.b
obligaciones de pago calculados con la información disponible hasta las 10:00. 964ww
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siguiente liquidación.
En el caso de que los cálculos recojan nuevas informaciones sobre programas o 
precios del mes, el operador del sistema lo comunicará a los BRP.
Se realizará la publicación de cierre del Registro de Anotaciones en Cuenta 
correspondiente a todos los días del mes M para la facturación del mes M.
Se cerrará el Registro de Anotaciones en Cuenta correspondiente a los días del mes 
con el fin de proceder a la primera expedición de facturas del mes completo.
(h)  Octavo día hábil del mes M+1.
El operador del sistema expedirá las facturas rectificativas por diferencias respecto a 
la expedición de facturas correspondiente a la Liquidación Inicial Provisional Primera y 
comunicará las notas de abono o cargo a cada BRP.
(i)  Undécimo día hábil del mes M+1.
Se realizarán los pagos de los BRP deudores al operador del sistema y los pagos del 
operador del sistema a los BRP acreedores según el procedimiento descrito en el PO 14.7.
6.2  Liquidación Intermedia Provisional.
El Registro de Anotaciones en Cuenta para todos los días del mes M se volverá a abrir 
el mes M+3, con el fin de realizar la Liquidación Intermedia Provisional.
En el caso de que la medida mensual elevada a barras de central del conjunto de 
unidades de comercialización o de consumidor directo de un BRP sea inferior al 90% de 
su programa final mensual, se utilizará, a efectos de la liquidación, el programa horario de 
liquidación de sus unidades, como valor de medida horaria en barras de central. Al solo 
efecto de aplicar el criterio del 90%, la elevación a barras de central se realizará con la 
última previsión mensual de coeficientes de pérdidas del apartado 2.b) de la disposición 
adicional cuarta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la 
metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía 
eléctrica y su régimen jurídico de contratación. La diferencia horaria entre el programa y la 
medida en punto frontera minorará las pérdidas de las redes a efectos del cálculo del 
coeficiente de ajuste horario K real definido en el anexo III del PO 14.4.
La liquidación del resto de unidades de comercializadores y consumidores directos se 
realizará con la medida elevada a barras de central conforme a lo dispuesto en el anexo III 
mencionado y en la normativa reguladora de los sistemas eléctricos de los territorios no 
peninsulares.
El operador del sistema publicará el calendario de las operaciones de la Liquidación 
Intermedia Provisional respetando los plazos entre operaciones establecidos para la 
Liquidación Inicial Provisional Segunda. El operador del sistema procederá a la expedición 
de las facturas rectificativas por diferencias respecto a la expedición de facturas 
correspondiente a las liquidaciones anteriores y comunicará las notas de abono o cargo a 
cada BRP.
6.3  Liquidación Final Provisional.
El Registro de Anotaciones en Cuenta para todos los días del mes M se volverá a abrir 
el mes siguiente a la publicación por el concentrador principal del cierre provisional de 
medidas del mes M.
El operador del sistema publicará el calendario de las operaciones de la Liquidación  s
Final Provisional respetando los plazos entre operaciones establecidos para la Liquidación  e.
Inicial Provisional Primera. El operador del sistema procederá a la expedición de las  w.
facturas  rectificativas  por  diferencias  respecto  a  las  expediciones  de  facturas  964ww
cao craredsap BonRdPi.entes a las liquidaciones anteriores y comunicará las notas de abono o cargo
6.4  Liquidación Final Definitiva.
El Registro de Anotaciones en Cuenta para todos los días del mes M se volverá a abrir 
el mes siguiente a la publicación por el concentrador principal del cierre definitivo de 
medidas del mes M tras la resolución de objeciones.
El operador del sistema publicará el calendario de las operaciones de la Liquidación 
Final Definitiva respetando los plazos entre operaciones establecidos para la Liquidación 
Inicial Provisional Primera y respetando los plazos de reclamaciones establecidos en el 
apartado 4.3 de este procedimiento.
El operador del sistema procederá a la expedición de las facturas rectificativas por 
diferencias respecto a las expediciones de facturas correspondientes a las liquidaciones 
anteriores y comunicará las notas de abono o cargo a cada BRP.
Una vez que se hayan resuelto las reclamaciones pendientes, el operador del sistema 
declarará todas las anotaciones en cuenta como definitivas y cerrará definitivamente el 
Registro de Anotaciones en Cuenta para dicho mes M. No se realizarán nuevas 
liquidaciones del mes M aunque aparezcan nuevas informaciones con posterioridad al 
cierre de la Liquidación Final Definitiva salvo lo establecido en el apartado 6.5.2.
6.5  Liquidación Excepcional.
6.5.1  Liquidación Excepcional por suspensión o baja de un BRP.
Si un BRP queda suspendido temporal o definitivamente de su participación en el 
Mercado por incumplimiento de su obligación de pago, por no prestar sus garantías de 
pago, por estar incurso en un procedimiento concursal, por baja de su participación en el 
Mercado o por cualquier causa análoga, el operador del sistema podrá realizar una 
Liquidación Excepcional para proceder al cierre definitivo del Registro de Anotaciones en 
Cuenta del BRP correspondientes a todos los meses pendientes con la mayor prontitud 
posible. A tal efecto, el operador del sistema podrá establecer un mecanismo excepcional 
para proceder al cierre definitivo de las medidas correspondientes al Sujeto. El operador 
del sistema justificará dicho mecanismo ante los sujetos afectados y la CNMC.
6.5.2  Liquidación Excepcional Post-Final por error material.
Si tras el cierre definitivo del Registro de Anotaciones en Cuenta para el mes M, el 
operador del sistema detecta un error material en el proceso de la liquidación de dicho 
mes, se realizará una Liquidación Excepcional Post-Final corrigiendo el error material 
siempre que el error material sea de tal naturaleza que no podía haber sido detectado por 
ningún BRP, que el total de las cuantías anotadas afectadas sea superior a la milésima 
parte del total de las cuantías anotadas del mes M y que no haya transcurrido un año 
desde el cierre definitivo del Registro de Anotaciones en Cuenta para el mes M. En caso 
de realizarse esta Liquidación Excepcional Post-Final, se utilizaría la información disponible 
aparecida con posterioridad al cierre de la Liquidación Final.
6.5.3  Liquidación  Excepcional por otros motivos.
En el caso en que, por razones de urgencia o por indisponibilidad de los sistemas 
informáticos de gestión, por fuerza mayor u otra causa justificada, no sea posible realizar 
una liquidación en los plazos o con los criterios previstos en los procedimientos de 
operación, el operador del sistema podrá adoptar las decisiones que considere más  s
oportunas, retrasando la liquidación o estableciendo criterios transitorios para una  e.
liquidación excepcional. El operador del sistema justificará sus actuaciones a posteriori  w.
ante los sujetos afectados y la CNMC. En el caso de realizarse una liquidación excepcional  964ww
cporonc ecdriimteireiontso st rdaen soiptoerriaocsi,ó nla,  sleiq rueiadlaizcairóán  tanno rpmroanlt,o  ccoonm olo sse  csroitleurciioosn epnr elavsis ctoaus seasn  qluoes 
justificaron la excepcionalidad.
6.6  Liquidación potestativa del desvío del consumo de clientes tipo 1, 2 y 3.
Los BRP que adquieran energía para clientes con puntos frontera de tipo 1,2 y 3 
podrán solicitar al operador del sistema, para cada una de sus unidades de programación, 
la liquidación provisional de los desvíos horarios del consumo en barras de central de 
estos clientes en la Liquidación Inicial Provisional Segunda en las condiciones establecidas 
en el apartado 6.6.1.
La elevación a barras de central se realizará con la última previsión mensual de 
coeficientes de pérdidas del apartado 2.b) de la disposición adicional cuarta del Real 
Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de 
los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen 
jurídico de contratación.
6.6.1  Condiciones de la liquidación potestativa.
Los requisitos necesarios para realizar la liquidación potestativa del mes M en la 
Liquidación Inicial Provisional Segunda son los siguientes:
a)  La comunicación al operador del sistema del porcentaje del programa final de 
cada hora del mes M que corresponde al consumo previsto en barras de central en la hora 
de los clientes de tipo 1, 2 y 3. Los porcentajes anteriores se actualizarán al menos 
semanalmente y deberá estar comunicados para todas las horas del mes M antes del 
tercer día hábil del mes M+1.
b)  La comunicación de los Encargados de la Lectura al Concentrador Principal de 
más del 90% de los valores horarios de medidas del mes M de los puntos frontera de los 
clientes de tipo 1,2 y 3 del participante en el mercado.
c)  La realización de las comunicaciones del participante en el mercado en el formato 
electrónico y con la frecuencia establecidos por el operador del sistema antes del tercer 
día hábil del mes M+1.
Sin perjuicio de lo establecido en el procedimiento de operación 10.11, los Encargados 
de la Lectura deberán comunicar diariamente al Concentrador Principal la información de 
medidas de los puntos de tipo 1, 2 y 3 del participante en el mercado con liquidación 
potestativa.
En el caso de que no se disponga en el Concentrador Principal del 100% de los valores 
horarios de medidas del mes M de los puntos frontera de tipo 1, 2 y 3 del participante en 
el mercado, se multiplicarán todas los valores horarios disponibles por el coeficiente 
k=100/p siendo p el porcentaje del número de valores horarios del mes M disponibles en 
el Concentrador Principal respecto al total esperable de 24 valores diarios por cada día del 
mes M en el que el punto frontera está asignado al participante en el mercado.
El operador del sistema liquidará el desvío de la cuota del programa correspondiente 
al consumo en barras de central de los clientes de tipo 1, 2 y 3 conforme a lo dispuesto en 
el procedimiento de operación 14.4 para las liquidaciones de desvíos con cierre de 
medidas de demanda.
En todo caso, el operador del sistema podrá denegar la solicitud de liquidación 
potestativa de un mes si las medidas disponibles son manifiestamente insuficientes. En 
particular, podrá denegar la liquidación potestativa en un mes si las medidas de tipo 1, 2 
y 3 disponibles, elevadas a barras de central, son inferiores al 90% de su programa.
6.7  Días inhábiles y festivos de ámbito nacional. e
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del inicio de cada año natural, la relación de los días inhábiles que no sean sábados ni
domingos.
A efectos del cálculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago en los 
que corresponda su aplicación, el operador del sistema pondrá a disposición de los 
participantes en el mercado, antes del inicio de cada año natural, la relación de los días 
festivos de ámbito nacional a los que se refiere el anexo II de la Orden ITC/2794/2007, 
de 27 de septiembre, por el que se establecen las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre 
de 2007.
P.O. 14.2  ADMISIÓN DE PARTICIPANTES EN EL MERCADO Y DATOS NECESARIOS 
DURANTE SU PARTICIPACIÓN
1.  Objeto.
El objeto de este procedimiento de operación es establecer el proceso para la admisión 
de participantes en el mercado mayorista de electricidad y determinar los datos necesarios 
para su participación en el mismo y, en particular, en el proceso de liquidación.
El operador del sistema gestionará la base de datos de los participantes en el mercado. 
Este procedimiento establece los mecanismos para la comunicación al operador del sistema 
de cualquier cambio en dichos datos para mantener la información debidamente actualizada.
2.  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento de operación es de aplicación a los participantes en el mercado 
mayorista de electricidad (PM), a los sujetos de liquidación responsables del balance 
(BRP) y al operador del sistema.
3.  Referencias y definiciones.
Las referencias a Reglamento (UE) 2019/943 se entenderán como referidas al 
Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, 
relativo al mercado interior de la electricidad.
Las referencias a Circular 3/2019 se entenderán como referidas a Circular 3/2019, 
de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la 
que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista 
de electricidad y la gestión de la operación del sistema.
Las referencias a Mercado se entenderán como referidas al «Mercado mayorista de 
electricidad» definido en el artículo 1 de la Circular 3/2019 como «el integrado por el 
conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energía y de otros servicios 
relacionados con el suministro de energía eléctrica.
De acuerdo con lo establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector 
Eléctrico, y en el Reglamento (UE) 2017/2195, de la Comisión, de 23 de noviembre 
de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico, el mercado 
mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, organizados y no organizados, 
mercado diario, mercado intradiario, mercado de ajuste, entendidos estos como los 
servicios de no frecuencia y servicios de balance del sistema, necesarios para garantizar 
un suministro adecuado al consumidor, incluyendo la resolución de restricciones técnicas».
Las referencias a Ministerio se entenderán como referidas al Ministerio para la 
Transición Ecológica y Reto Demográfico, o al que cada momento ostente la competencia 
en materia de energía.
Las referencias a CNMC se entenderán como referidas a la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia. e.e
«Participante en el mercado»: persona física o jurídica que está generando, comprando  w.b
o vendiendo electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la  964ww
peamritsicióipna cdieó nó radcetniveas d dee l an edgeomcaiancdióan o,  esenr vuincoio so  dvea raiolms adcee lnoasm mieenrtcoa ddoes e dnee rlgaí ae,l eincctrluicididaa dla, 
eRnetgrela melelonsto l o(Us Em) e2r0c1a9d/9o4s3 d.e la energía de balance. Definición 25) del artículo 2 del
«Sujeto de liquidación responsable del balance (BRP, por sus siglas en inglés)»: 
participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el 
mercado de la electricidad. Definición 14) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943.
«Responsabilidad en materia de balance»: todos los participantes del mercado serán 
responsables de los desvíos que causen en el sistema («responsabilidad de balance»). A 
tal fin, los participantes del mercado serán sujetos de liquidación responsables del balance 
o delegarán contractualmente su responsabilidad en un sujeto de liquidación responsable 
del balance de su elección. Cada sujeto de liquidación responsable del balance responderá 
financieramente de los desvíos y se esforzará por lograr el equilibrio o por contribuir a que 
el sistema eléctrico esté en equilibrio. Artículo 5 del del Reglamento (UE) 2019/943.
Según se establece en el PO 14.1, además de responsable financiero de los desvíos 
de las unidades de programación/zonas de regulación de las que es BRP, será el 
responsable de los pagos, de los cobros y de la prestación de las garantías de pago que 
se deriven de la participación en los mercados gestionados por el operador del sistema.
«Unidad de programación (UP)»: es la unidad elemental por medio de la cual se 
establecen los programas de energía en el mercado mayorista de electricidad definidos en 
el procedimiento de operación 3.1.
4.  Admisión de participantes en el mercado.
Para la admisión de un participante en el mercado este deberá remitir al operador del 
sistema la información y documentación establecida en este procedimiento por los medios 
establecidos a tal efecto:
a.  Documento acreditativo, con la necesaria fehaciencia, de las facultades del 
firmante de la solicitud con relación a la entidad que presenta la solicitud.
b.  En su caso, poder notarial de representación otorgado al participante. El poder 
deberá indicar explícitamente bajo cuál de las dos modalidades de representación, 
establecidas en el PO 14.1, se le otorga la representación.
c.  En su caso, modelo de declaración de contrato de comercialización de energía 
vertida por la instalación en los términos establecidos en el Artículo 24.4 de la Ley 24/2013, 
de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
d.  En su caso, acreditación de que el solicitante es propietario de instalaciones 
válidamente inscritas en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de 
Energía Eléctrica o, en el caso de titulares de instalaciones de almacenamiento, los 
requisitos que se determinen reglamentariamente.
e.  En su caso, la comunicación de inicio de la actividad de comercialización o de 
consumidor  directo  en  mercado  al  Ministerio  según  lo  establecido  en  Real 
Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, 
distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones 
de energía eléctrica.
f.  En su caso, acreditación de delegación contractual de responsabilidad del balance.
g.  Acreditación de la capacidad técnica necesaria para enviar y recibir información a 
través de los sistemas informáticos del operador del sistema y, en su caso, del Tercero 
Autorizado. En particular, de que dispone de los medios técnicos necesarios y homologados 
para realizar las comunicaciones electrónicas y el acceso a los sistemas informáticos que 
requiera su participación en los procesos del operador del sistema que podrá establecer, 
a tal efecto, un proceso de pruebas que deberá superar el solicitante.
h.  Prestación ante el operador del sistema o, en su caso, ante el Tercero Autorizado,  es
de las garantías por la cuantía establecida conforme a lo dispuesto en el PO 14.3. bo
i.  Documento acreditativo de la disposición de una cuenta bancaria que cumpla las  964ww
caloopsnl icRdj.ai ecbgiolCeisnsuter,ao sels qes Aupsitedeacmrbi alieonlmcitsridaetran adsttei ove oclnaus   ermqel uelPaentO itvsa ae1c a4iaón. 7n an. ueetcoxeriigsziaabrclieaio snc.eosn afodrmmien isatr alatisv alse yye as  inys creripgclaiomneens teons   OE-A-2020-16able en https://
k.  Cualquier otra información debidamente justificada que resulte necesaria para la 
participación en el Mercado o para la publicación de la liquidación del operador del sistema.
Si un participante en el mercado desea hacerlo en distintas actividades destinadas al 
suministro de energía eléctrica, deberá presentar una solicitud de forma separada para 
cada actividad.
La admisión de un nuevo representante por el operador del sistema supondrá 
automáticamente la revocación de la representación del anterior representante. El participante 
representado será el responsable de comunicar al anterior representante el cambio de 
situación y asumirá los perjuicios causados por el incumplimiento de este deber de información.
La delegación contractual en un nuevo BRP supondrá automáticamente la revocación de 
la delegación contractual preexistente. El participante que delega contractualmente la 
responsabilidad en un nuevo BRP será el responsable de comunicar dicho cambio al anterior 
BRP y asumirá los perjuicios causados por el incumplimiento de este deber de información.
El participante en el mercado deberá indicar en la solicitud la fecha en la que desea 
iniciar su participación. En cualquier caso, la fecha efectiva de inicio de participación estará 
condicionada al cumplimiento de todos los requisitos ante el operador del mercado y el 
operador del sistema.
Una vez verificado el cumplimiento de los requisitos de admisión, el operador del 
sistema coordinará con el operador del mercado la fecha efectiva de inicio de la 
participación en el mercado, entendiendo como tal el primer día natural en cuyos periodos 
de programación podrá participar.
El operador del sistema gestionará una base de datos de los participantes en el 
mercado donde figurará la fecha de inicio de la participación de cada uno, en su caso, las 
fechas de suspensión o de baja. En dicha base de datos figurarán también los datos 
necesarios para la participación en el mercado y, en particular, para el proceso de 
liquidación. El contenido de la base de datos se establece en los siguientes apartados de 
este procedimiento de operación. La base de datos de participantes en el mercado estará 
a disposición del Ministerio y de la CNMC. La relación de unidades de programación y de 
participantes en el mercado será pública.
5.  Criterios generales de los datos de participantes.
La relación de datos que se establece en los apartados siguientes podrá ser ampliada 
o reducida si lo exigiera la participación en el mercado, en el proceso de liquidación, la 
normativa vigente o el funcionamiento eficaz del proceso de liquidación.
Los participantes en el mercado deberán comunicar al operador del sistema cualquier 
cambio en los datos descritos en este procedimiento de operación que se produzca 
durante su permanencia como participante en el mercado. El procedimiento de 
comunicación y aceptación de cambios en dichos datos se realizará conforme a lo 
establecido en este procedimiento de operación.
El inicio de aplicación de un dato será las 00:00 horas del primer día natural en el que 
el dato es de aplicación. El fin de la aplicación de un dato será las 24:00 horas del último 
día natural completo en que el dato es de aplicación.
No se registrarán cambios en mitad de un día; las partes afectadas deberán establecer 
un acuerdo económico libremente pactado entre ellas para regularizar las consecuencias 
económicas de los cambios dentro del día.
El operador del sistema pondrá a disposición de los participantes los medios para 
notificar los cambios. Estos medios, que podrán ser electrónicos, serán de utilización  s
obligatoria por los participantes en el mercado. oe.
ccoanm LEubanniosa   tl noaaod nftoetife icclchaaaaccsi ióeoonfn,e  emecsltí  indvoaiepm  eadarlet aadl dseco,a  crbm iandbjceaioosl    dsuoíin sacatsae  mvhmeábazbio  icdlseoe sdmt eeapbr mlreaor ibáfneanacd rrháaea  cl yaisb  ocivrlosaicemliitd aeuednnza ie c ddla eoer pá laien sarica ln idosoo otdrilf eiidccle iactlac asnimoistnebtee iomds.e ayl    2020-16964n https://www.
de la documentación requerida.
Salvo comunicación expresa, los cambios se entenderán aplicables desde la fecha  Bc
efectiva hasta que se comunique un nuevo cambio.
El operador del sistema no será responsable de comunicar los cambios a otros 
participantes afectados distintos del solicitante. Esta responsabilidad será en todo caso del 
participante que notifica el cambio.
Los datos de participantes en el mercado correspondientes a cada BRP y utilizados en 
cada liquidación serán publicados de forma conjunta con la misma.
6.  Datos necesarios de los participantes en el mercado.
6.1  Datos generales.
La base de datos de participantes en el mercado contendrá la siguiente información 
relativa a cada participante en el mercado:
– Código de identificación fiscal.
– Código de identificación del participante en el mercado para las comunicaciones con 
el operador del sistema.
– Razón o denominación social.
– Fecha de inicio de su participación en el Mercado.
– Fecha de fin de su participación en el Mercado.
– En su caso, fechas de inicio y fin de suspensiones, tipo de suspensión y motivo de 
la misma.
– Domicilio de la sede de actividad o establecimiento que sea relevante para la 
determinación del régimen de tributación correspondiente.
– Datos de las personas que tienen poder de representación legal.
– Nombre, teléfono y correo electrónico de las personas autorizadas, hasta un máximo 
de dos, para notificar cambios en los datos del participante, para realizar consultas 
relacionadas con las anotaciones en cuenta y para realizar reclamaciones a las mismas.
– Nombre, teléfono y correo electrónico de las personas autorizadas, hasta un máximo 
de dos, para realizar consultas relacionadas con las facturas, los pagos y los cobros, y las 
garantías de pago.
– Datos de la cuenta bancaria para pagos y cobros.
Las direcciones de correo electrónico serán preferentemente listas de distribución 
gestionadas por el participante, el cual podrá incluir en las listas las personas que 
considere oportunas, sin límite ni necesidad de comunicarlo al operador del sistema.
7.  Datos de las unidades de programación.
7.1  Datos generales.
La base de datos de participantes en el mercado contendrá la siguiente información 
relativa a cada unidad de programación.
– Código de la unidad de programación establecido de acuerdo con el P.O 3.1.
– Código de la unidad para información a la CNMC, en su caso.
– Descripción.
– Fecha de inicio de su participación en el Mercado.
– Fecha de fin de su participación en el Mercado.
– Frontera internacional para unidades de importación y exportación.
7.2  BRP de la unidad de programación.
La base de datos de participantes en el mercado contendrá la siguiente información  e.e
relativa al BRP, responsable financiero de los desvíos de cada unidad de programación, y  b
conforme a lo establecido en el PO 14.1, al que se anotaran todos los derechos de cobro  964ww
y ob‒li gCacóidoingeos d dee l ap augnoidsa qdu dee s per odgerraivmana cdióen s.u participación en el Mercado:
– Código del BRP.
– En su caso, particularidad de delegación de responsabilidad del balance, conforme  Bc
a lo establecido en el PO 14.1.
– Fecha de inicio de la asignación al BRP.
– Fecha de fin de la asignación al BRP.
– Porcentaje de asignación de la unidad en régimen de propiedad compartida al BRP.
Los cambios de BRP se registrarán de forma automática en la misma fecha del cambio 
originario.
7.3  Representante en nombre ajeno de la unidad de programación.
La base de datos de participantes en el mercado contendrá, en su caso, la siguiente 
información relativa a la representación en nombre ajeno de la unidad de programación:
– Código del representante.
– Código de la unidad de programación.
– Fecha de inicio de la representación.
– Fecha de fin de la representación.
7.4  Zona de regulación en la que está integrada una unidad de programación.
La base de datos de participantes en el mercado contendrá, en su caso, la siguiente 
información relativa a cada unidad de programación integrada en zona de regulación:
‒ Código de la unidad de programación.
– Código de la zona de regulación.
– Fecha de inicio de la integración.
– Fecha de fin de la integración.
– Porcentaje de integración de la unidad en la zona.
En todo caso, estos cambios estarán sujetos a lo establecido en los procedimientos de 
operación de regulación secundaria y en el PO 3.1.
8.  Datos de zonas de regulación.
La base de datos de participantes en el mercado contendrá la siguiente información 
relativa a cada zona de regulación:
– Código de la zona de regulación.
– Descripción.
– Fecha de inicio de participación en el Mercado.
– Fecha de fin de participación en el Mercado.
– Código del participante en el mercado propietario de la zona de regulación.
– Fecha de inicio de la propiedad.
– Fecha de fin de la propiedad.
P.O. 14.4  DERECHOS DE COBRO Y OBLIGACIONES DE PAGO 
POR LOS SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA
I.  Aspectos generales
1.  Objeto.
El objeto de este procedimiento es determinar los derechos de cobro y las obligaciones  es
de pago que se derivan de los servicios de ajuste del sistema a efectos del proceso de  bo
liquidación, según lo establecido en el procedimiento de operación 14.1 y en los  964ww
procLeodsim seiernvticoiso sd ed eo paejurastceió dne rl esliasttievmosa a in dcilcuhyoesn :servicios.
a.  La resolución de restricciones técnicas establecidas en el procedimiento de
operación 3.2.
b.  La activación de energías de balance procedentes del producto de reserva de 
sustitución (RR) establecida en el procedimiento de operación 3.3.
c.  Los servicios complementarios de regulación secundaria establecidos en el 
procedimiento de operación 7.2.
d.  Los servicios complementarios de regulación terciaria establecidos en el 
procedimiento de operación 7.3.
e.  Los desvíos entre la medida en barras de central y el programa.
2.  Ámbito de aplicación, referencias y definiciones.
2.1  Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación al operador del sistema y a los participantes en el 
mercado (PM), a los sujetos de liquidación responsables del balance (BRP, por sus siglas 
en inglés) y a los proveedores de servicios de balance (BSP, por sus siglas en inglés).
2.2  Referencias.
Las referencias a Reglamento (UE) 2019/943 se entenderán como referidas al 
Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, 
relativo al mercado interior de la electricidad.
Las referencias a Circular 3/2019 se entenderán como referidas a la Circular 3/2019, 
de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la 
que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista 
de electricidad y la gestión de la operación del sistema.
Las referencias a Mercado se entenderán como referidas al «Mercado mayorista de 
electricidad» definido en el artículo 1 de la Circular 3/2019 como el integrado por el 
conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energía y de otros servicios 
relacionados con el suministro de energía eléctrica.
De acuerdo con establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector 
Eléctrico, y en el Reglamento (UE) 2017/2195, de la Comisión, de 23 de noviembre 
de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico, el mercado 
mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, organizados y no organizados, 
mercado diario, mercado intradiario, mercado de ajuste, entendidos estos como los 
servicios de no frecuencia y servicios de balance del sistema, necesarios para garantizar 
un suministro adecuado al consumidor, incluyendo la resolución de restricciones técnicas.
Las referencias a Ministerio se entenderán como referidas al Ministerio para la 
Transición Ecológica y Reto Demográfico, o al que cada momento ostente la competencia 
en materia de energía.
Las referencias a CNMC se entenderán como referidas a la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia.
Las referencias a Condiciones del Balance se entenderán como referidas a las 
Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos 
de liquidación responsables del balance en el sistema eléctrico peninsular español 
aprobadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Las referencias a Reglamento EB en este procedimiento se entenderán como referidas al 
Reglamento (UE) 2017/2195 por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico.
Las referencias a PMD en las fórmulas de este procedimiento de operación se 
entenderán como referidas al precio del mercado diario.
2.3.  Definiciones. e.
«Participante en el mercado»: persona física o jurídica que está generando, comprando  964ww
opa vrteicnipdaiecniódno  aeclteivcat rdiceid laa dd,e qmuaen dpaa rot isceipravi ceions  ldae a aglmreagcaecnióanm ioe nqtou ed ee esn uenrg ígae, sintocrlu iddea  llaa 
eemntirseió enl ldoes  ólorsd emneesrc daed onse gdoec ilaac ieónne, regnía u ndoe  ob avlaarniocse .d  eD leofsin miceiórcna d2o5s)  ddeel  laa retílceucltori c2id daed,l 
Reglamento (UE) 2019/943.
«Sujeto de liquidación responsable del balance (BRP por sus siglas en inglés)»: 
participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el 
mercado de la electricidad. Definición 14) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943.
«Responsabilidad en materia de balance»: todos los participantes del mercado serán 
responsables de los desvíos que causen en el sistema («responsabilidad de balance»). A 
tal fin, los participantes del mercado serán sujetos de liquidación responsables del balance 
o delegarán contractualmente su responsabilidad en un sujeto de liquidación responsable 
del balance de su elección. Cada sujeto de liquidación responsable del balance responderá 
financieramente de los desvíos y se esforzará por lograr el equilibrio o por contribuir a que 
el sistema eléctrico esté en equilibrio.  Artículo 5 del Reglamento (UE) 2019/943.
«Proveedor de servicios de balance (BSP, por sus siglas en inglés)»: participante en el 
mercado que suministra energía de balance y/o reserva de balance a los TSO, tal como se 
define en el punto (12) del artículo 2 del Reglamento (UE) 2019/943.
«Unidad de programación (UP)»: es la unidad elemental por medio de la cual se 
establecen los programas de energía en el mercado mayorista de electricidad definidos en 
el procedimiento de operación 3.1 .
«Programas de intercambio transfronterizos de producto RR» o «Programas de 
intercambio RR»: programas de intercambio establecidos como energía de balance del 
producto de reservas de sustitución (Replacement Reserves, RR por sus siglas en inglés).
«Proceso de compensación de desequilibrios»: proceso Imbalance Netting (IN por sus 
siglas en inglés).
3.  Criterios generales.
3.1  Criterio de signos.
El criterio de signos adoptado en las fórmulas de este procedimiento de operación es 
el siguiente:
a.  La producción e importación de energía tienen signo positivo. El consumo y 
exportación de energía tienen signo negativo.
b.  La energía a subir tiene signo positivo. Se define la energía a subir como los 
incrementos de producción o importación de energía y las disminuciones de consumo o 
exportación de energía.
c.  La energía a bajar tiene signo negativo. Se define la energía a bajar como las 
disminuciones de producción o importación de energía y los incrementos de consumo o 
exportación de energía.
d.  Los derechos de cobro tienen signo positivo. Las obligaciones de pago tienen 
signo negativo.
e.  Los derechos de cobro que resulten con signo negativo (debido a precios 
negativos) se convertirán en obligaciones de pago. Las obligaciones de pago con signo 
positivo (debido a precios negativos) se convertirán en derechos de cobro.
3.2.  Magnitudes.
Las magnitudes a las que se hace referencia en los textos y fórmulas de este 
procedimiento de operación se entenderán expresadas en las siguientes unidades:
a.  Las magnitudes de energía se entenderán expresadas en MWh con el número de 
decimales en los que se realice la asignación o medición de energía en cada caso y hasta  es
un máximo de tres decimales. o
duenc mibcm.á.  axliemLLsaoo sse  d nmpe lra oetgrsce nqisoiut sude de dseceesim   redeaenale elpisrcog.etíe alan  scaieas i egsnnea teecnniótdenen rodá emnr eáednxi cpeirxóepnsr eadsdea opdsoa tesen ne cneia uM reoWns  c cpaoodnra  e Mcl aWnsúohm  yce horoan s dtlaae    2020-16964n https://www.
precisión con la que se determinen en cada mercado.
d.  Los precios de potencia se entenderán expresados en euros por MW con la 
precisión con la que se determinen en cada mercado.
e.  Los porcentajes se entenderán ya divididos por 100.
f.  Los derechos de cobro y obligaciones de pago se entenderán expresados en euros 
con dos decimales, efectuándose, en su caso, el redondeo necesario.
g.  Los términos de las fórmulas de este procedimiento de operación se entenderán 
referidos a valores de una hora, salvo mención expresa en otro sentido.
II.  Liquidación de la energía de balance
Energía de balance provista por los BSP del sistema eléctrico peninsular
4.  Productos de energía de balance.
La energía de balance se asigna a los proveedores de servicios de balance (BSP) a 
través de los siguientes productos:
(a)  Producto de reserva de sustitución «Replacement Reserve» (RR).
(b)  Regulación terciaria. Se corresponde con el futuro producto de balance «manual 
Frequency Restoration Reserve» (mFRR).
(c)  Regulación secundaria. Se corresponde con el futuro producto de balance 
«automatic Frequency Restoration Reserve» (aFRR).
La liquidación de la energía de balance asignada se realiza en cada dirección, a subir 
y a bajar, al precio marginal de cada servicio según se establece en los apartados 5, 6 y 7.
La liquidación del incumplimiento de la energía neta de balance asignada se realiza en 
cada dirección, a subir y a bajar, según se establece en el apartado 8.
5.  Energía de balance del producto RR.
5.1  Energía de balance de producto RR a subir.
a)  La activación de ofertas de energía de balance a subir del producto RR da lugar a 
un derecho de cobro para cada unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:
DCRR  = ∑  ERRS × PMRR
u q u 
Donde:
ERRS  = Energía activada del producto RR a subir por a la unidad u.
u
PMRR = Precio marginal cuartohorario del producto RR.
En el caso de que el PMRR sea negativo, la activación dará lugar a una obligación de 
pago.
b)  En el caso de ofertas activadas por razones de control de flujo de las 
interconexiones, la energía activada será valorada al precio de la oferta de activación de 
esa energía, siempre que este precio sea superior al precio marginal del producto RR en 
el sistema peninsular español. El derecho de cobro se calcula según la fórmula siguiente:
DCRRSCF  = ∑  ERRSCF  × máx (PMRR, POFRRS )
u q u u s
Donde: oe.
ERRSCF  = Energía activada a subir del producto RR a la unidad u por razones de  964ww
cpoonr tPErraonOzl  oFednlRe ce RfasluSs djouuoe   =d ece nPo q nrlaeutr ceoini olm td ecáerucx fa ol(urnPtjeooMxh eRioónrRna l.,ar iP oiOn dtFeeRr claRo nSoefe)x rsióteana .a ncetigvaadtivao d, elal  parcotidvuacctióon R dRa raá  llau guanri daa udn ua   BOE-A-2020-16cable en https://
obligación de pago. u
5.2   Energía de balance de producto RR a bajar.
a)  La activación de ofertas de energía de balance a bajar del producto RR da lugar a 
una obligación de pago para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
OPRR  = ∑  ERRB × PMRR
u q u 
Donde:
ERRB  = Energía activada a bajar del producto RR a la unidad u.
u
PMRR = Precio marginal cuartohorario del producto RR.
En el caso de que el PMRR sea negativo, la activación dará lugar a un derecho de 
cobro.
b)  En el caso de ofertas activadas por razones de control de flujo de las 
interconexiones, la energía activada será valorada al precio de la oferta de activación de 
esa energía, siempre que este precio sea inferior al precio marginal del producto RR en el 
sistema peninsular español. La obligación de pago se calcula según la fórmula siguiente:
OPRRBCF  = ∑  ERRBCF  × mín (PMRR, POFRRB )
u q u u
Donde:
ERRBCF  = Energía activada a bajar del producto RR a la unidad u por razones de 
u
control de flujo en la interconexión.
POFRRB  = Precio cuartohorario de la oferta activada del producto RR a la unidad u 
u
por razones de control de flujo en la interconexión.
En el caso de que máx (PMRR, POFRRB ) sea negativo, la activación dará lugar a un 
u
derecho de cobro.
5.3  Asignación del sobrecoste por activación de ofertas por razones de control de 
flujo en las interconexiones.
El sobrecoste ocasionado por la activación de ofertas por razones de control de flujo 
de las interconexiones, SCRRCF, se anotará, para cada hora, en la cuenta del operador 
del sistema y será liquidado entre el operador del sistema y la entidad de liquidación 
centralizada que actuará como contraparte entre los operadores del sistema. Se calcula 
para cada hora según la fórmula siguiente:
SCRRCF = ∑  ERRSCF  × (POFRRS  - PMRR) + ∑  ERRBCF  × (PMRR - POFRRB )
q u u q u u
6.  Regulación terciaria.
6.1  Regulación terciaria a subir.
a)  La asignación de energía de regulación terciaria energía a subir da lugar a un 
derecho de cobro para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
DCTER  = ETERS  × PMTERS
u u s
Donde: o
ETERS Energía terciaria asignada a subir a la unidad u. 964ww
PMTERuS =  = Precio marginal de la asignación de terciaria a subir.
aplicba) r sSeri ála e al rseigsnualtcaidóon  dseel  rperaoldizuac tpoo dr em 1e,1ca5n pisomr eol  epxrecceipoc mioanragli ndael  rdees orelugcuilóanc,i óenl  pterrecciaior iaa 
a subir de la hora cuando dicho precio marginal sea mayor o igual a 0. Si el precio marginal
de regulación terciaria a subir es menor que 0, el precio a aplicar será el resultado del 
producto de 0,85 por el precio marginal de regulación terciaria a subir.
En su defecto, el precio a aplicar será el resultado del producto de 1,15 por el precio 
marginal del mercado diario cuando dicho precio sea mayor o igual a 0. Si el precio 
marginal del mercado diario es menor que 0, el precio a aplicar será el producto de 1,15 
por el valor medio aritmético del precio marginal horario resultante del mercado diario en 
el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
6.2  Regulación terciaria a bajar.
a)  La asignación de energía de regulación terciaria energía a bajar da lugar a una 
obligación de pago para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
OPTER  = ETERB  × PMTERB
u u
Donde:
ETERB Energía terciaria asignada a bajar a la unidad u.
u = 
PMTERB = Precio marginal de la asignación de terciaria a bajar.
b)  Si la asignación se realiza por mecanismo excepcional de resolución, el precio a 
aplicar será el resultado del producto de 0,85 por el precio marginal de regulación terciaria 
a bajar de la hora cuando dicho precio marginal sea mayor o igual a 0. Si el precio marginal 
de regulación terciaria a bajar es menor que 0, el precio a aplicar será el resultado del 
producto de 1,15 por el precio marginal de regulación terciaria a bajar.
En su defecto, el precio a aplicar será el resultado del producto de 0,85 por el precio 
marginal del mercado diario cuando dicho precio sea mayor o igual a 0. Si el precio 
marginal del mercado diario es menor que 0, el precio a aplicar será el resultado del 
producto de 1,15 por el precio marginal del mercado diario.
7.  Regulación secundaria.
7.1  Regulación secundaria a subir.
La aportación de energía de regulación secundaria a subir por cada zona de regulación 
z da lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
DCSEC = ESECS × PMSECS × CATS
z z
Donde:
CATS = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a subir, en caso contrario, CATS 
será igual a 1,15.
ESECS Energía de regulación secundaria a subir aportada por la zona de regulación z.
z = 
PMSECS = Precio marginal de la energía de regulación secundaria aportada a subir.
7.2  Regulación secundaria a bajar.
La asignación de energía de regulación secundaria a bajar da lugar a una obligación 
de pago para cada zona de regulación z que se calcula según la fórmula siguiente:
OPSEC = ESECB × PMSECB × CATB bo
z z w.
DCoAnTdBe =: 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a bajar, en caso contrario CATB  2020-16964n https://ww
seráE iSguEaCl Ba 0E,8n5e.rgía de regulación secundaria aportada a bajar por la zona de regulación z.
z =
PMSECB = Precio marginal de la energía de regulación secundaria aportada a bajar. 
El precio marginal horario de la energía de regulación secundaria a bajar estará limitado 
por el valor de precio máximo vigente en el Mercado Diario, y por el valor de precio mínimo 
vigente en el Mercado Diario cuando el precio marginal de la energía de regulación 
terciaria haya resultado superior o igual a 0.
8.  Incumplimiento de las asignaciones de energía de balance RR y terciaria.
El cumplimiento del saldo neto de las asignaciones de energía de balance RR y 
terciaria se verificará de forma agregada para cada zona de regulación y de forma 
agregada para las unidades de programación con asignación de energía de balance RR y 
energía terciaria del mismo BSP no pertenecientes a zona de regulación.
8.1  Incumplimiento de asignación neta de energía de balance RR y terciaria a subir.
A efectos de las fórmulas siguientes, las referencias a saldos o sumas de las unidades 
de programación del BSP, o del BSP, se refieren a los saldos de sus unidades de 
programación con asignación neta a subir de energía de balance RR y de terciaria, no 
pertenecientes a zona de regulación y cuyo saldo de restricciones técnicas en tiempo real 
es nulo o a subir.
La obligación de pago por incumplimiento de asignación neta de energía de balance 
RR y terciaria a subir de la zona de regulación z o del BSP s se calculará de la forma 
siguiente:
OPEINCLEBALS  = EINCLEBALS  x abs(PBAL ) x 0,2
z, s z, s z, s
Donde:
EINCLEBALS  = Energía incumplida de asignación neta de energía de balance RR y 
z, s
terciaria a subir de la zona z o del BSP s. Se tomará valor cero si en la hora la zona de 
regulación o el BSP tienen asignado un saldo neto a bajar de energía por restricciones en 
tiempo real. Si en la hora la zona de regulación o el BSP tiene saldo a subir de energía de 
restricciones en tiempo real se considerará que ha sido asignada con anterioridad a las 
asignaciones de energía de balance RR y terciaria.
La energía incumplida para cada zona de regulación z o cada BSP s se calculará 
según la fórmula siguiente:
EINCLEBALS  = máx [ - STGS , mín (0, Σ MBC  - EREFS ) ]
z, s  z, s z, s  u z, s 
Donde:
MBC   = medida en barras de central, según se establece en el anexo III, de cada 
u,
unidad de programación integrada en la zona de regulación z o perteneciente al BSP s.
EREFS   = Σ  PHFC  + SRTRS   + STGS  + (ESECS + ESECB).
z, s z, s u z, s  z, s z z
SRTRS  = saldo neto a subir de energía de restricciones en tiempo real, de la zona 
 z, s
de regulación z o del BSP s, obtenida como suma de la energía de restricciones asignada 
a cada unidad de programación de la zona de regulación o del BSP s.
STGS  = saldo neto a subir de la energía de energía de balance RR y terciaria, a 
 z, s
subir y a bajar, asignada a la zona de regulación o al BSP obtenida como suma de las 
asignaciones a las unidades u integradas en la zona de regulación z o pertenecientes al  es
BSP s. o
PBALz, s = precio medio de la energía asignada a subir de energía de balance RR y  964www.
rp(ePegMrutPeRlanBRceA,icó LPinezO, n st teF=erR sc[  RiΣaaBlru i B(auE) S)aT ]P  E/l a sR[s .ΣS uuuE n×Tid EPaRMdSeTsuE  +i RΣntuSe E)g R+raR ΣdSaqΣus, u + e (ΣEnqR ΣlauR( ESzoR,un R×aS  PdCMeF Rur)e]R.g)u +la ΣcqióΣnu( Ez RoR laSsC uFnu i×d amdeásx   OE-A-2020-16able en https://
Opcionalmente, y previa solicitud al operador del sistema, la obligación de pago por 
incumplimiento de asignación neta a subir de energía de balance RR y terciaria del BSP, 
s, se repartirá entre las unidades de programación u con incumplimiento a subir del BSP, 
en proporción a su incumplimiento, según las fórmulas del anexo I.
8.2  Incumplimiento de asignación neta de energía de balance RR y terciaria a bajar.
A efectos de las fórmulas siguientes, las referencias a saldos o sumas de las unidades 
de programación del BSP, o del BSP, se refieren a los saldos de sus unidades de 
programación con asignación neta a bajar de energía de balance RR y de terciaria, no 
pertenecientes a zona de regulación y cuyo saldo de restricciones técnicas en tiempo real 
es nulo o a bajar.
La obligación de pago por incumplimiento de asignación neta de energía de balance 
RR y terciaria a bajar de la zona de regulación z o del BSP s se calculará de la forma 
siguiente:
OPEINCLEBALB  = EINCLEBALB  x abs(PMD)
z, s z, s
Donde:
EINCLEBALB  = Energía incumplida de asignación neta de energía de balance RR y 
z, s
terciaria a bajar la zona z o del BSP s. Se tomará valor cero si en la hora la zona de 
regulación o el BSP tienen asignado un saldo neto a subir de energía por restricciones en 
tiempo real. Si en la hora la zona de regulación o el BSP tienen saldo neto a bajar de 
energía de restricciones en tiempo real se considerará que ha sido asignada con 
anterioridad a las asignaciones de energía de balance RR y terciaria.
La energía incumplida para cada zona de regulación z o cada BSP s se calculará 
según la fórmula siguiente:
EINCLEBALB = - mín ( - STGB , máx (0, Σ MBCu - EREFB ) )
z, s   z, s z, s  u
Donde:
MBCu = medida en barras de central, según se establece en el anexo III, de cada 
unidad de programación integrada en la zona de regulación z o perteneciente al BSP s.
EREFB  = Σ  PHFC + SRTRB  + STGB  + (ESECS + ESECB).
 z, s z, s u   z, s  z, s z z
SRTRB  = energía de restricciones en tiempo real neta a bajar, de la zona de 
 z, s
regulación z o del BSP s, obtenida como suma de la energía de restricciones asignada a 
cada unidad de programación de la zona de regulación o del BSP s.
STGB  = saldo neto a bajar de la energía de energía de balance RR y terciaria, a subir 
 z, s
y a bajar, asignada a la zona de regulación o el BSP obtenida como suma de las asignaciones 
a las unidades u integradas en la zona de regulación z o perteneciente al BSP s.
Opcionalmente, previa solicitud al operador del sistema, la obligación de pago por 
incumplimiento de asignación neta a bajar de energía de balance RR y terciaria del BSP, 
s, se repartirá entre las unidades de programación con incumplimiento a bajar del BSP, en 
proporción a su incumplimiento según las fórmulas del anexo I.
8.3  Asignación del importe de los incumplimientos de asignación neta de energía de 
balance RR y terciaria. es
La suma de las obligaciones de pago por incumplimientos de energía de energía de  w.
balance RR y/o terciaria es el saldo de incumplimientos de energía de balance  964ww
(reOpPaErtIiNráC aL lEasB AunLi)d aqduees s dee  iandteqgurisaircáió enn c oenl fcoormstee  ah loor aersitoa bdleec liodso  esne revli caipoasr tdaed oa 2ju6s tdee  ye sstee 
procedimiento.
Energía de balance intercambiada entre TSO
9.  Intercambios internacionales de energía de balance.
9.1  Intercambios transfronterizos de energía de balance del producto RR entre 
sistemas eléctricos.
Los intercambios transfronterizos de energía de balance del producto RR entre sistemas 
que realice el operador del sistema se valoraran al precio indicado en los apartados siguientes. 
Se realizará una anotación horaria para cada interconexión en la cuenta del operador del 
sistema, a efectos de su liquidación de acuerdo con lo establecido en el PO14.6.
9.1.1  Intercambio de energías de balance en sentido importador.
Si el intercambio transfronterizo de energías de balance del producto RR tiene sentido 
importador, se anotará un derecho de cobro en cada interconexión i que se calculará 
mediante la fórmula siguiente:
DCITBi = ∑ (EIITBi, x PMRR)
Donde:
EIITBi = Energía de importación correspondiente a un intercambio transfronterizo de 
energía de balance del producto RR en la interconexión i.
PMRR = Precio marginal del producto RR.
9.1.2  Intercambio de energía de balance en sentido exportador.
Si el intercambio transfronterizo de energía de balance del producto RR es en sentido 
exportador se anotará una obligación de pago en cada interconexión i que se calculará con 
la fórmula siguiente:
OPITBi = ∑ (EEITBi x PMRR)
Donde:
EEITBi = Energía de exportación correspondiente al intercambio transfronterizo de 
energía de balance del producto RR en la interconexión i.
PMRR = Precio marginal del producto RR.
9.2  Intercambios transfronterizos de energía resultantes de la compensación de 
desequilibrios entre sistemas eléctricos.
Los intercambios transfronterizos de energías de balance entre operadores de 
sistemas eléctricos establecidos como resultado de la aplicación del proceso IN, serán 
valorados al precio indicado en los apartados siguientes.
Se realizará una anotación horaria en la cuenta del operador del sistema a efectos de 
su liquidación de acuerdo con lo establecido en el PO14.6.
9.2.1  Intercambio de energía de balance en sentido importador.
Si el intercambio transfronterizo de energía tiene sentido importador, se anotará un 
derecho de cobro que se calculará mediante la fórmula siguiente: s
DCIINi = ∑i (EIINi x PIN) 964www.
enerEgIíIaN id, eb  c=o mEnpeerngsíaa cdióen i mdep odretascviíóons  cINor reens plao inndteierncoten eax uiónn i ni.tercambio transfronterizo de
del aPnINex =o  PVr edceilo p mroecdeidoi mpoienndteor daed oo pae arpalcicióanr  d7e.2l .producto IN, establecido en el apartado 5  BOE-A-cable e
9.2.2  Intercambio de energía de balance en sentido exportador.
Si el intercambio transfronterizo de energía tiene sentido exportador, se anotará una 
obligación de pago que se calculará mediante la fórmula siguiente:
OPEINi = ∑ (EEINi x PIN).
i
EEINi, b = Energía de exportación correspondiente a un intercambio transfronterizo de 
energía de compensación de desvíos IN en la interconexión i.
PIN = Precio medio ponderado a aplicar del producto IN, establecido en el apartado 5 
del anexo V del procedimiento de operación 7.2.
III.  Liquidación de los desvíos
10.  Liquidación del desvío del BRP.
10.1  Derecho de cobro por el desvío a subir del BRP.
Si el desvío d calculado para el BRP es positivo, el precio a aplicar al desvío d será el 
precio del desvío a subir, PDESVS, calculado según lo establecido en el apartado 12.1. El 
derecho de cobro se calculará con la fórmula siguiente:
DCDESV  = DESV  x PDESVS
brp brp
10.2  Obligación de pago por el desvío a bajar del BRP.
Si el desvío d calculado para el BRP es negativo, el precio a aplicar al desvío d será el 
precio del desvío a bajar, PDESVB, calculado según lo establecido en el apartado 12.2. La 
obligación de pago se calculará con la fórmula siguiente:
OPDESV  = DESV  x PDESVB.
brp brp
10.3  Desvío cero del BRP.
Si el desvío d calculado para el BRP es cero, el importe económico será cero.
10.4  Liquidación opcional de los desvíos por unidades de programación y zonas de 
regulación de cada BRP.
Opcionalmente, y previa solicitud del BRP al operador del sistema, se podrán calcular 
los derechos de cobro y obligaciones de pago por el desvío de cada una de las unidades 
de programación y zonas de regulación del BRP conforme a lo establecido en el anexo II.
11.  Cálculo del desvío de cada BRP.
Cada BRP tendrá dos posiciones finales para la determinación de la energía del 
desvío: generación y consumo.
El desvío de cada BRP por la posición de generación es la diferencia entre la medida 
asignada a la posición final de generación del BRP y la suma de la posición final de 
generación del BRP y del ajuste del desvío de generación.
El desvío de cada BRP por la posición de consumo es la diferencia entre la medida 
asignada a la posición final de consumo del BRP y la suma de la posición final de consumo 
del BRP y del ajuste del desvío de consumo. e.e
El desvío DESV  se calcula, de forma separada para la posición de generación y para  b
brp w.
la posición de consumo, según la fórmula siguiente: 964ww
DESVbrp = MEDBCbrp – (POSFINbrp + AJUDSVbrp)
Donde:
MEDBCbrp = Medidas en barras de central del BRP.
POSFIN  = Posición final del BRP.
brp
AJUDSV  = Ajuste del desvío del BRP.
brp
11.1  Medida en barras de central de cada posición de generación y consumo de un 
BRP.
La medida MEDBC  en barras de central de cada posición de un BRP es la suma de 
brp
las medidas horarias en barras de central de cada unidad de programación de generación 
o de consumo del BRP.
La medida de cada unidad de programación y la elevación a barras de central de las 
medidas en punto frontera se determinará según los criterios y fórmulas del anexo III.
11.2  Posición final de un BRP.
Cada BRP tendrá dos posiciones finales para la determinación de la energía del 
desvío: generación y consumo.
La posición final POSFIN  de un BRP es la suma de la energía programada de cada 
brp
una de las unidades de programación que forman parte de la posición final de generación 
o de consumo del BRP, en el Programa Horario Final definido en el PO 3.1.
POSFIN  = ∑  PHFC(u, brp)
brp u
11.3  Ajuste del desvío de un BRP.
El ajuste del desvío AJUDSV  es la suma de las energías de balance (EB) de las 
brp
unidades de programación y zonas de regulación asignadas a la posición final de 
generación o consumo de cada BRP y de la suma de la energía asignada por el operador 
del sistema a las unidades de programación del BRP por restricciones técnicas en tiempo 
real (ERTR) asignadas a la posición final de generación o consumo de cada BRP. La 
energía reducida a unidades de programación de consumidores por órdenes de 
interrumpibilidad (ERSINT) será también considerada en el cálculo del ajuste del desvío.
AJUDSV = ∑  EB(u, brp) + ∑ EB(z, brp) + ∑  ERTR(u, brp) + ∑  ERSINT(u, brp)
brp  u z u u
12.  Precios de los desvíos.
El precio del desvío será un precio dual. A efectos de determinar el precio del desvío 
se calculará el saldo neto horario SNSB de las energías a subir y a bajar asignadas 
descontando la energía de balance activada para necesidades de balance de otros TSO:
−  Por la activación de ofertas a BSP internos de energía de balance RR.
−  Por regulación terciaria.
−  Por regulación secundaria.
−  Por intercambios transfronterizos por energía RR.
−  Por intercambios transfronterizos del proceso de compensación de desequilibrios 
(IN).
SNSB = ∑ (∑ ERRS  + ∑ ERRB ) + (∑ ERRSCF  + ∑ ERRBCF ) + 
u,  q u q u q u q u
∑ (ETERS +ETERB ) +∑ (ESECS+ESECB) + ∑(EIITBi + EEITBi) + ∑(EIINi + EEINi)
u u u z z z i  i
12.1  Precio de desvíos a subir. e.
Se definen como desvíos a subir los desvíos en sentido de mayor generación y los  964ww
dsee scvaíolcsu elanr ás ecnotnid loo sd es igmueiennotre cso cnrsituemrioos. .El precio del desvío a subir de un BRP, PDESVSbrp,
(a)  Si el saldo neto horario de las energías de balance, SNSB, es a subir, cero o nulo,
el precio de los desvíos a subir para el BRP será el precio marginal del mercado diario.
Si SNSB > = 0, PDESVS = PMD.
brp
(b)  Si el saldo neto horario de las energías de balance, SNSB, es negativo, el precio 
horario de los desvíos a subir se calculará con la fórmula siguiente:
Si SNSB < 0, PDESVS  = mínimo (PMD, PMPRTSB).
brp
Siendo PMPRTSB el precio medio ponderado de las energías de balance a bajar 
asignadas a los BSP del sistema eléctrico peninsular y de energía activada de otros TSOs, 
descontando la energía de balance activada para necesidades de balance de otros TSO, 
redondeado a dos decimales. El importe correspondiente a la activación de ofertas del 
producto RR es el que resulta de valorar toda la energía neta a bajar al precio marginal del 
producto RR, independientemente de que la oferta se hubiera activado por razones de 
control de flujo en la interconexión.
Si no existe valor para PMPRTSB, el precio de los desvíos a subir será el precio 
marginal del mercado diario.
12.2  Precio de desvíos a bajar.
Se definen como desvíos a bajar los desvíos en sentido de menor generación y los 
desvíos en sentido de mayor consumo. El precio del desvío a bajar de un BRP se calculará 
con los siguientes criterios.
(a)  Si el saldo neto horario de las energías de balance, SNSB, es negativo, cero o 
nulo, el precio de los desvíos a bajar será el precio marginal del mercado diario.
Si SNSB < = 0, PDESVB = PMD.
brp
(b)  Si el saldo neto horario de las energías de balance, SNSB, es positivo, el precio 
horario de los desvíos a bajar se calculará con la fórmula siguiente:
Si SNSB > 0, PDESVB  = máximo (PMD, PMPRTSS).
brp
Siendo PMPRTSS el precio medio ponderado de las energías a subir asignadas a los 
BSP del sistema eléctrico peninsular y de energía activada de otros TSOs, descontando la 
energía de balance activada para necesidades de balance de otros TSO, redondeado a 
dos decimales. El importe correspondiente a la activación de ofertas del producto RR es el 
que resulta de valorar toda la energía neta a subir al precio marginal del producto RR, 
independientemente de que la oferta se hubiera activado por razones de control de flujo en 
la interconexión. El importe y la energía del coste variable del articulo 13.3 b) de la Orden 
IET 2013/2013 se incluirá el precio PMPRTSS.
Si no existe valor para PMPRTSS, el precio de los desvíos a bajar será el precio 
marginal del mercado diario.
13.  Liquidación de desvíos no asignados a un BRP.
13.1  Desvíos internacionales entre sistemas.
Los desvíos internacionales entre sistemas se calculan como diferencia entre la 
medida en los puntos frontera con otros sistemas eléctricos y el programa acordado entre 
los operadores de los sistemas. Se valorarán al precio del desvío establecido en el 
apartado 12 que sea aplicable realizándose una anotación en una cuenta de compensación  e
horaria para su liquidación de acuerdo con lo establecido en el PO14.6. bo
En cada hora se sumarán los desvíos internacionales por cada interconexión  964ww
internacional: DIR = ∑  DIR
frint frint
Donde:
DIR Desvío internacional en la frontera frint.
frint = 
Si la suma de todos los desvíos internacionales de regulación es positiva se anotará 
en la cuenta de compensación un derecho de cobro que se calculará con la fórmula 
siguiente:
DCDIR = DIR × PDESVS
Si la suma de todos los desvíos internacionales de regulación es negativa se anotará 
en la cuenta de compensación una obligación de pago que se calculará con la fórmula 
siguiente:
OPDIR = DIR × PDESVB
13.2  Asignación del saldo de la cuenta de compensación por desvíos internacionales 
entre sistemas.
El saldo horario de esta cuenta de compensación (SALDODIR) se integrará en el coste 
horario de los servicios de ajuste y se repartirá a las unidades de adquisición conforme a 
lo establecido en el apartado 26, de este procedimiento.
13.3  Acciones coordinadas de balance con otros sistemas.
La energía de las acciones coordinadas de balance con otros sistemas se valorará 
desde el sistema español al precio de desvíos establecido en el apartado 12 que sea 
aplicable al sentido correspondiente a la acción de balance. Se realizará una anotación 
horaria para cada interconexión en la cuenta del operador del sistema para su liquidación 
de acuerdo con lo establecido en el PO 14.6.
Si la acción de balance es en sentido importador (ABI) se anotará un derecho de cobro 
que se calculará con la fórmula siguiente:
DCAB = ABI × PDESVS
Si la acción de balance es en sentido exportador (ABE) se anotará una obligación de 
pago que se calculará con la fórmula siguiente:
OPAB = ABE × PDESVB
13.4  Desvío por descuadre en los programas en las interconexiones.
La diferencia de energía entre los programas comunicados por el operador del 
mercado que afecta a los intercambios con otros sistemas y el programa recibido desde la 
Plataforma de Contratación Continua Europea como resultado de las transacciones 
realizadas en el mismo se valorará al precio del desvío establecido en el apartado 12 que 
sea aplicable al sentido correspondiente de la diferencia.
Se anotará un derecho de cobro o una obligación de pago según el sentido del 
descuadre calculado según la fórmula siguiente:
DCDESC = ENEDESCI x PDESVS, si el descuadre es en sentido importador
OPDESC = ENEDESCE x PDESVB, si el descuadre es en sentido exportador w.
OMIDEENo anEld DeOE:SS,C qIu =e  Dtoimfearerán cviaa lodre  ceenreor geína  ceanstore d eel  apurosgernacmiaa  diem pporortgardaomr ac,o ym euln picraodgora pmoar   OE-A-2020-16able en https://
importador enviado al OS desde la plataforma de gestión del mercado intradiario continuo 
como resultado de las transacciones realizadas en el mismo.
ENEDESCE = Diferencia de energía entre el programa exportador comunicado por 
OMIE al OS, que tomará valor cero en caso de ausencia de programa y el programa 
exportador enviado al OS desde la plataforma de gestión del mercado intradiario continuo 
como resultado de las transacciones realizadas en el mismo.
El saldo horario que resulte en la interconexión con Francia se financiará con cargo a 
las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español, conforme a lo 
establecido en la Circular 3/2013 de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento 
del mercado mayorista de electricidad y de la gestión de la operación del sistema. Se 
procederá de igual forma con el saldo horario que resulte en la interconexión con Portugal.
13.5  Desvío por incidencias en las plataformas de balance.
En caso de incidencia en el proceso de activación de energías de balance RR en el 
sistema eléctrico peninsular español, se garantizará la asignación del producto RR en las 
interconexiones internacionales.
Se anotará un derecho de cobro o una obligación de pago según el sentido, valorando 
la energía al precio del desvío que corresponda. El saldo horario que resulte se financiará 
con cargo a las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español.
IV.  Saldo de liquidación de energías posteriores al PHF
14.  Excedente o déficit de la liquidación de energías posteriores al Programa Horario 
Final.
El saldo de la liquidación de energías posteriores al PHF (SALDOLIQ) es la suma de 
los derechos de cobro y obligaciones de pago de la liquidación horaria de todas las 
energías posteriores al Programa Horario Final, excluyendo el importe del sobrecoste de 
las restricciones en tiempo real y de los intercambios de apoyo.
Si la suma es positiva existirá un coste y si es negativa existirá un ingreso.
El saldo SALDOLIQ se integrará en el coste horario de los servicios de ajuste del 
sistema que se liquidará a la demanda según el apartado 26.
V.  Liquidación de la reserva de balance
15.  Banda de regulación secundaria.
15.1  Banda de regulación secundaria.
La asignación de potencia para banda de regulación secundaria dará lugar a un 
derecho de cobro para cada unidad u con banda asignada que se calcula según la fórmula 
siguiente:
DCBAN  = BAN  × P
u u MBAN
Donde:
BAN  = Banda de regulación secundaria asignada a la unidad u. es
u e.
PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria. o
En los casos en que se asigne banda de regulación por mecanismo excepcional de  964ww
rdees olalu bcaiónnd,a e el np reelc pioe ari oadpoli chaorr aseriroá  ceol rrreessuplotanddoie dnetel  por,o ednu cstuo  ddeef e1c,1to5,  ppoorr  eel l pmreácxioim mo aprrgeincaiol 
de banda de la misma hora en los siete días anteriores.
15.2  Variación de la banda de regulación secundaria por el funcionamiento de la 
regulación secundaria en tiempo real.
15.2.1  Penalización a la zona de regulación por los ciclos en que permanezca en 
«off».
El coste de la penalización por los ciclos en que la zona z está en «off» dará lugar a 
una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:
OPOFFz = OFFz × PMBAN × KI
Siendo:
OFFz = - KAz × [RNTS + RNTB] × TOFFz / TRCP
Donde:
PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.
KI = Coeficiente de incumplimiento. A la entrada en vigor de este procedimiento de 
operación, el valor será 1,5.
KA = Coeficiente de participación de la zona de regulación z en la reserva del sistema.
z
RNTS = Reserva nominal total a subir del sistema.
RNTB = Reserva nominal total a bajar del sistema.
TOFF = Ciclos en «off» de la zona de regulación z, con excepción de aquellos que lo 
z
estén por indicación del operador del sistema.
TRCP = Número de ciclos activos de la regulación secundaria en la hora.
15.2.2  Bonificación a la zona de regulación por reserva residual superior a la 
asignada.
La bonificación por reserva residual superior a la asignada dará lugar a un derecho de 
cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
DCRRS = RRS PMBAN × KB
z  z × 
Siendo:
RRS = (RRSP + RRBP) 
z  z  z / TRCP
Donde:
PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.
KB  =  Coeficiente  de  bonificación  que  será  igual  que  el  coeficiente  KI  del 
apartado 15.2.1.
RRSP = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a subir 
z
puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a subir asignada 
obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.
RRBP = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a bajar 
z
puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada 
obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.
15.2.3  Penalización a la zona de regulación por reserva residual inferior a la 
asignada. e.
El coste de la penalización por reserva residual inferior, que tiene valor negativo por  964ww
sfóerrmlou lRa RsSigNuize nyt eR:RBNz, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la
OPRRIz = RRIz × PMBAN × KI BOE-A-cable e
Siendo:
RRI = (RRSN + RRBN) 
z  z  z / TRCP
Donde:
PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.
KI = Coeficiente de incumplimiento que será igual que el coeficiente KI del 
apartado 15.2.1.
RRSN = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a subir 
z
puesta por la zona de regulación z y su banda potencia nominal a subir asignada obtenido 
para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.
RRBNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a bajar 
puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada 
obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.
15.3.  Coste de la banda de regulación secundaria.
El coste de la banda de regulación secundaria será la suma de los derechos de cobro 
y obligaciones de pago de los apartados 15.1 y 15.2.
El coste de la banda de regulación secundaria (CFBAN) se integrará en el coste 
horario de los servicios de ajuste del sistema que se liquidará a la demanda según el 
apartado 26.
VI.  Liquidación de la solución de restricciones técnicas
16.  Solución de restricciones técnicas.
El proceso de solución de restricciones técnicas incluye la energía programada a subir 
o bajar para resolver las restricciones técnicas al programa diario base de funcionamiento 
(PDBF), fase 1, de la energía programada para equilibrar el programa generación demanda 
tras la solución de restricciones técnicas al PDBF, fase 2, y de la energía programada a 
subir o a bajar para resolver las restricciones técnicas en tiempo real.
17.  Energía programada en el proceso de restricciones técnicas del Programa Diario 
Base de Funcionamiento (PDBF).
17.1  Restricciones técnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de venta con 
oferta simple.
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF 
con utilización de la oferta simple, por no ser aplicable la oferta compleja, dará lugar a un 
derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula 
según la fórmula siguiente:
DCERPVPVOS  = ERPVPVOS  × POPVPVOS NACCC  × PACH
u, b u, b u, b +  u u
Donde:
ERPVPVOS  = Energía a subir del bloquebde oferta simplede la unidad u asignada 
en fase 1. u, b       e.es
la unPiOdaPdV uP.VOSu, b = Precio ofertado correspondiente a oferta simple para el bloque b de  964www.b
modNoA dCeC fuCnuc =io nNaúmmieenroto d dee  acrircalonsq uceosm bdien atudrobsi nmaus ltdieej eg.as por cambios requeridos en el
comPoA eCl Hprue =ci oP dreecl iaor rhaonrqaurieo  edne lc aalrireannteq ueen  elan  ocfearlitean cteo mepnl elaja  ocfoerrrteas pcoomndpielenjate.  aS ela sc ahlocrualas 
que han requerido el arranque adicional de la turbina de gas.
17.2  Restricciones técnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de venta con 
oferta compleja.
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PDBF 
con utilización de la oferta compleja dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u que 
se calcula según la fórmula siguiente:
DCERPVPVOC = ERPVPVOC  × POPVPVDIA + DCACCOCu
u  u u
Donde:
ERPVPVOC Energía a subir de la unidad u, en aplicación de la oferta compleja.
u = 
POPVPVDIA  = Precio aplicable para todas las horas del día resultante de la aplicación 
u
de la oferta compleja y obtenido del siguiente modo:
POPVPVDIA IMPPVP IMPPHFC ∑  ERPVPVOC
u = mín ( u,  u) /  h u, h
DCACCCu = Derecho de cobro por arranques de turbinas de gas por cambios 
requeridos en el modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje, donde:
DCACCCu = NACCCu × PACHu
Siendo IMPPVP  e IMPPHFC  los ingresos diarios de la unidad u que resultarían de la 
u u
aplicación de la oferta compleja al programa por restricciones en el Programa Diario Viable 
Provisional (PDVP) y al Programa Horario Final definitivo (PHFC) respectivamente, según 
lo establecido a continuación:
IMPPVP = NAF × PAF  + NAC × PAC  + NHES  × PHC  + ERPVP  × PEC
u  u, pvp  u u, pvp  u u, pvp u u u
Donde:
NAF  = Número de arranques diarios en frío programados en PDVP.
u, pvp
PAFu = Precio del arranque en frío en la oferta compleja.
NACu, pvp = Número de arranques diarios en caliente programados en PDVP.
PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.
NHESu, pvp = Número de horas diarias con energía a subir para la resolución de 
restricciones técnicas del PDBF con utilización de la oferta compleja.
PHCu = Precio por hora en la oferta compleja.
ERPVPu = Energía diaria a subir para la resolución de restricciones técnicas del PDBF 
con utilización de la oferta compleja.
PECu = Precio por energía en la oferta compleja.
Se considera que existe un arranque programado en PDVP en la hora h cuando en 
dicha hora no hay energía asignada por PDBF, hay energía asignada por restricciones 
técnicas a subir en fase 1 y en la hora anterior no hay energía asignada ni en PBF ni por 
restricciones técnicas en fase 1 a subir. Si el bloque de horas anteriores y contiguas a la 
hora h con programa cero de PDBF más fase 1 a subir es igual o menor que cuatro, el 
arranque programado será en caliente. En caso contrario será en frío.
IMPPHFC  = NAF × PAF  + NAC × PAC  + NHR × PHC  + PHFC × PEC   e.
u u, phfc  u u, p-h fIcM  DCBMu I u, phfc  u u, phfc  u w.bo
DNPAoAFnFduu ,e= p:h fPc r=e Nciúom deerl oa rdrea naqruraen eqnu efrsí od ieanri olas  oefne rftraío c pormopglreajma.ados en PHFC. OE-A-2020-16able en https://
NACu, phfc = Número de arranques diarios en caliente programados en PHFC.
PAC  = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.
u
NHR  = Número de horas diarias con PHFC mayor que cero.
u, phfc
PHC  = Precio por hora en la oferta compleja.
u
PHF  = Energía diaria del PHFC en el día.
u, phfc
PEC  = Precio por energía en la oferta compleja.
u
IMDCBMI  = Suma de ingresos diarios en las tres primeras horas en el mercado diario 
u
y contratos bilaterales, calculados por valoración a precio marginal del mercado diario de 
la energía del PDBF, y del saldo diario del mercado intradiario, de la fase 2 de restricciones 
del PDBF.
La energía del mercado intradiario continuo se valorará al precio marginal del mercado 
diario. Si IMDCBMI < 0, entonces IMDCBMI = 0.
Si IMPPHFC  < 0, entonces IMPPHFC  = 0.
u u
Se considera que existe un arranque programado en PHFC en la hora h cuando en 
dicha hora no hay energía asignada por PDBF, hay energía asignada por restricciones 
técnicas en fase 1 a subir y en alguna hora anterior no hay energía asignada en PHFC. Si 
el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PHFC es igual 
o menor que cuatro el arranque programado será en caliente. En caso contrario será en 
frío.
17.3  Restricciones técnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de venta sin 
oferta o insuficiencia de la oferta existente.
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PDBF 
por mecanismo excepcional de resolución dará lugar a un derecho de cobro de la unidad 
u que se calcula según la fórmula siguiente:
DCERPVPVMER  = ERPVPVMER  × 1,15 × PMD si PMD>=0
u u
DCERPVPVMER  = ERPVPVMER  × 1,15 × PMED si PMD<0
u u
Donde:
ERPVPVMER  = Energía redespachada a subir por restricciones técnicas del PDBF 
u
por mecanismo excepcional de resolución de la unidad de venta u.
PMED = Valor medio aritmético del precio marginal horario resultante del mercado 
diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
17.4  Restricciones técnicas del PDBF a subir en fase 1 a unidades de adquisición de 
consumo de bombeo y de exportación.
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PDBF 
a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación dará lugar a un 
derecho de cobro de la unidad u, que se calcula según la fórmula siguiente:
DCERPVPC  = ERPVPC  × PMD
u u
Donde:
ERPVPC Energía a subir redespachada para la resolución de restricciones técnicas  s
u =  e
del PDBF de la unidad de compra u. e.
17.5  Restricciones técnicas del PBF a bajar en fase 1 a unidades de venta. 964ww
a unLidaa adseigsn daec ivóenn dtae  deanreár gluíag aar  baa ujanra p aorbali glaa creiósno lduec iópna gdoe  preasratr ilcac uionnideas dté uc,n qicuaes  sdee lc PalDcuBlFa 
según la fórmula siguiente:
OPERPVPVu = ERPVPVBu × PMD
Donde:
ERPVPVBu = Energía a bajar redespachada para la resolución de restricciones 
técnicas del PDBF de la unidad de venta u.
17.6  Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones a subir de fase 1.
Se revisarán los arranques programados comprobando que han sido efectivamente 
realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o 
caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío, al ser revisado, 
puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas, pero 
no al revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los 
últimos 5 periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación. 
En el caso de ciclos combinados multieje, los arranques de turbinas de gas adicionales se 
revisarán comprobando que han sido efectivamente realizados según las medidas de cada 
turbina. En el caso de que no se disponga de medida individualizada, la medida de cada 
turbina se estimará en proporción a su potencia.
Si hay reducción en el número de arranques o variación del tipo de arranque se 
recalcularán los derechos de cobro calculados en los apartados 17.1 y 17.2 utilizando el 
número y tipo de arranques efectivamente realizados.
En el caso de que en todas las horas del día con energía programada a subir en 
fase 1, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la programada por 
seguridad en el PDVP, se mantendrán los derechos de cobro calculados y revisados según 
el párrafo anterior.
En el caso de que la medida de una hora sea inferior a la programada por seguridad 
en el PDVP se anotará una obligación de pago o un derecho de cobro calculados según la 
fórmula siguiente:
OPEINCPVP  = EINCPVP  × (PMEDPVPS  - PMD) si PMEDPVPS > PMD
u u u u
DCEINCPVP  = EINCPVP  × (PMEDPVPS  - PMD) si PMD > PMEDPVPS
u u u u
Donde:
EINCPVP  = Energía incumplida a subir en fase 1 de la unidad u descontando el 
u
incumplimiento motivado por energía a bajar por restricciones en tiempo real.
PMEDPVPS  = Precio medio ponderado de toda la energía programada a subir para 
u
la resolución de restricciones técnicas del PDBF en la fase 1 de la unidad u.
La energía incumplida se calcula según la fórmula siguiente:
EINCPVP = máx [ - ERPVP , mín (0, MEDRTR - PVP) ]
u  u
Donde:
MEDRTR = MBC  si RTR ≥ 0 o si PVP ≤ PHFC + TG.
MEDRTR = máx (PDBF, MBC) + mín [ PVP - (PHFC+TG), - RTR], si RTR<0 y PVP≥ 
PHFC + TG.
MEDRTR = Medida empleada para el cálculo del incumplimiento de energía a subir de 
fase 1, en la que se descuenta el incumplimiento motivado por energía a bajar por 
restricciones en tiempo real. es
MBC = Medida en barras central, según se establece en el anexo III. o
TG = Suma de energía de regulación terciaria, energía de balance RR y restricciones  964www.
en tiReTmRp o=  rSeuaml. a de energía de restricciones en tiempo real.
17.7  Energía retirada por congestión en frontera internacional.
La energía retirada del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) a las 
unidades de venta o adquisición de transacciones asociadas a un contrato bilateral con 
entrega física por congestión en frontera internacional no darán lugar a liquidación 
económica alguna.
17.8  Energía programada a subir en fase 2 de restricciones técnicas con oferta 
simple presentada.
La asignación de energía a subir para resolver un déficit de generación y obtener así 
un programa equilibrado generación-demanda dará lugar a un derecho de cobro de la 
unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula 
siguiente:
DCERECOOSS  = ERECOOSS  × POECOS
u, b u, b u, b
Donde:
ERECOOSS  = Energía del bloquebde oferta simple de la unidad u asignada en 
u, b    
fase 2.
POECOS  = Precio de la oferta simple de energía a subir del bloque b de la unidad 
u, b
u, para el proceso de resolución de restricciones técnicas.
17.9  Energía programada a subir a unidades de adquisición en fase 2 de restricciones 
técnicas sin oferta simple presentada.
La energía asignada a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un 
programa equilibrado generación-demanda a unidades de adquisición que no hayan 
presentado la correspondiente oferta de energía a subir para el proceso de resolución de 
restricciones técnicas, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula 
siguiente:
DCERECOS  = ERECOS  × 0,85 × PMD si PMD>=0
u u
OPERECOS  = ERECOS  × 1,15 × PMD si PMD<0
u u
Donde:
ERECOS  = Energía a subir a la unidad u en fase 2, sin oferta disponible.
u
17.10  Energía programada a subir a unidades de venta en fase 2 de restricciones 
técnicas sin oferta simple presentada.
La energía asignada a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un 
programa equilibrado generación-demanda a unidades de venta que no hayan presentado 
la correspondiente oferta simple de energía a subir para el proceso de resolución de 
restricciones técnicas, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula 
siguiente:
DCERECOSOS  = ERECOSOS  × 0,85 × PMD si PMD >=0
u u
OPERECOSOSu = ERECOSOSu × 1,15 × PMD si PMD < 0 oe.e
Donde: 964ww
ERECOSOSu = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta presentada.
17.11  Energía programada a subir a unidades de adquisición o de venta en fase 2 de 
restricciones técnicas por mecanismo excepcional de resolución.
Cuando se realicen asignaciones a subir por mecanismo excepcional de resolución, 
dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
DCERECOMERS  = ERECOMERS  × 1,15 × PMD si PMD>=0
u u
DCERECOMERS  = ERECOMERS  × 1,15 × PMED si PMD<0
u u
Donde:
ERECOMERS  = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta disponible.
u
P  = Valor medio aritmético del precio marginal horario resultante del mercado diario 
MED
en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
17.12  Energía programada a bajar en fase 2 de restricciones técnicas con oferta 
simple presentada.
La asignación de energía a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así 
un programa equilibrado generación-demanda dará lugar a una obligación de pago de la 
unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula 
siguiente:
OPERECOOSB = ERECOOSB  × POECOB
u, b  u, b u, b
Donde:
ERECOOSB  = Energía a bajar del bloquebde la oferta simple de la unidad u 
 u, b    
asignada en fase 2.
POECOB  = Precio de la oferta de energía a bajar del bloque b de la unidad u, para 
 u, b
el proceso de resolución de restricciones técnicas.
17.13  Energía programada a bajar en fase 2 a unidades de venta sin oferta simple 
presentada.
La energía asignada a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un 
programa equilibrado generación-demanda a unidades de venta que no hayan presentado 
la correspondiente oferta de energía a bajar para el proceso de resolución de restricciones 
técnicas dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:
OPERECOSOB  = ERECOSOB  × 1,15 × PMD si PMD>=0
u u
DCERECOSOB  = ERECOSOB  × 0,85 × PMD si PMD<0
u u
Donde:
ERECOSOB  = Energía a bajar en fase 2 a la unidad de venta u, sin oferta presentada.
u
17.14  Energía programada a bajar en fase 2 a unidades de venta y adquisición por  es
mecanismo excepcional de resolución. bo
Cuando se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolución, dará  964ww
lugaOr Pa EuRnaE CobOliMgaEcRióBn  d=e E pRaEgCo OquMeE sReB ca ×lc 0u,la8 5s e×g PúMn Dla  fsói rmPMulaD >si=g0u.iente:
DCERECOMERBuu = ERECOMERBuu × 1,15 × PMD si PMD<0.
Donde:
ERECOMERB  = Energía asignada a bajar a la unidad u, sin oferta disponible.
u
17.15  Coste de las restricciones técnicas del PDBF.
El coste de las restricciones técnicas del PDBF (SCPVP) se calcula como la suma de 
todos los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 17.1 a 17.14. Si la 
suma es positiva existirá un coste, si es negativa un ingreso.
El coste SCPVP se integrará en el coste horario agregado de los servicios de ajuste 
del sistema que se liquidará a la demanda según el apartado 26.
18.  Restricciones técnicas en tiempo real.
18.1  Restricciones técnicas en tiempo real a subir con oferta simple presentada para 
el proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF.
La asignación de energía a subir por seguridad en tiempo real empleando la oferta 
presentada para el proceso de solución de restricciones dará lugar a un derecho de cobro 
para la unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
El derecho de cobro de la unidad u por cada bloque de energía b asignado se calcula 
según la fórmula siguiente:
DCERTROS  = ERTROSS  × POSS NACCC  × PACH
u, b u, b u, b+  u u
Donde:
ERTROSS  = Energía a subir del bloque b de la oferta simple de la unidad u por 
u, b
solución de restricciones en tiempo real.
POSS  = Precio de la oferta simple a subir para el bloque de energía b.
u, b
18.2  Restricciones técnicas en tiempo real a subir con oferta compleja presentada 
para el proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF.
Los derechos de cobro o, en su caso, obligaciones de pago por la energía limitada por 
restricciones en tiempo real a unidades que hayan presentado oferta compleja y ésta sea 
de aplicación, se calculan según las fórmulas siguientes:
DCRTROC  = DCERTROC + DCACCOCu
u u 
Donde:
DCERTROC  = ERTROCS  x POCHORA .
u u u
DCACCOCu = NACCCu × PACHu.
ERTROCS  = Energía programada a subir a en la hora a la unidad u por restricciones 
u
en tiempo real con aplicación de oferta compleja.
POCHORA  = Precio horario de la oferta compleja para la energía programada en la 
u
hora h, calculado según las fórmulas siguientes.
POCHORA  = (NAF  × PAF + NAC  × PAC  + HOCS × PHC  + PECu × ERTROCSD ) 
u u u  u u u u
/ ERTROCSD .
u es
Donde: b
NPNPAAAAFCFCuuuu    ====    PPNNrrúúeemmcciieoeor r dodoe e ddll e eaa  rararrrararrnanaqnqnuquqeueu e eeessnn   d dfcriiaíaaorlrii ieoeonsns t  eeelan ne  o fncrf íaeloalri.te aon fcteeor.tma pcloemja.pleja. OE-A-2020-16964able en https://ww
HOCS = Horas con energía programada a subir con oferta compleja a la unidad u por 
restricciones en tiempo real.
PHC  = Precio por hora en la oferta compleja.
u
PECu = Precio por energía en la oferta compleja.
ERTROCSD = Energía programada a subir por restricciones en tiempo real en el día 
con oferta compleja.
18.3  Restricciones técnicas en tiempo real a subir sin oferta.
El derecho de cobro por la energía asignada sobre unidades que no han presentado 
oferta o que han agotado la oferta existente, se calcula según la fórmula siguiente:
DCERTRMER = ERTRMERS  × 1,15 × PMD si PMD>=0
u  u
DCERTRMER  = ERTRMERS  × 1,15 × PMED si PMD<0
u u
Donde:
ERTRMERS  = Energía programada a subir a la unidad u por solución de restricciones 
u
en tiempo real sin oferta aplicable.
PMED = Valor medio aritmético del precio marginal horario resultante del mercado 
diario en el mes inmediato anterior en el periodo horario correspondiente.
18.4  Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones en tiempo real a subir.
Se revisarán los arranques programados comprobando si han sido efectivamente 
realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o 
caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío al ser revisado puede 
convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas, pero no al 
revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los últimos 5 
periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación.
En el caso de ciclos combinados multiejes, los arranques de turbinas de gas 
adicionales se revisarán comprobando si han sido efectivamente realizados según las 
medidas de cada turbina. En el caso de que no se disponga de medida individualizada, la 
medida de cada turbina se estimará en proporción a su potencia.
Si hay reducción en el número de arranques o variación del tipo de arranque se 
recalcularán los derechos de cobro calculados en los apartados 18.1 y 18.2 utilizando el 
número y tipo de arranques efectivamente realizados.
En el caso de que, en todas las horas con energía programada a subir por restricciones 
en tiempo real, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la energía 
programada descontando la energía de balance RR y de regulación terciaria a bajar, se 
mantendrán los derechos de cobro calculados y revisados según el párrafo anterior.
En el caso de que la medida sea inferior a la energía programada a subir por 
restricciones en tiempo real, se determinará el valor de la energía incumplida y se anotará 
una obligación de pago calculada según la fórmula siguiente:
OPEINCLTR  = EINCRTRS  x (PORHORA  – PMD)
u u u
Donde:
EINCRTRS  = Energía incumplida de restricciones en tiempo real a subir de la unidad  bo
u w.
u. Se tomará valor cero si en la hora existe energía de restricciones en tiempo real a bajar  964ww
en la unidad u. Se calculará según la fórmula siguiente:
EINCRTRSu = máx ( - ERTROCSu, mín (0, MBCu - máx (PHFCu + TGB, 0 ) +ERTROCS)
Donde:
MBCu = Medida en barras de central, según se establece en el anexo III.
TGB = Suma de energía de balance RR y de regulación terciaria a bajar.
ERTROCSu = Energía programada a subir en la hora a la unidad u por restricciones 
en tiempo real.
PORHORA  = Precio horario medio de la energía programada a subir por restricciones 
u
en tiempo real.
18.5  Restricciones técnicas en tiempo real a bajar con oferta presentada para el 
proceso de solución de restricciones.
La asignación de energía a bajar por seguridad en tiempo real empleando la oferta 
presentada para el proceso de solución de restricciones, dará lugar a una obligación de 
pago para la unidad u por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la 
fórmula siguiente:
OPERTROS  = ERTROSB  × POSB
u, b u, b u, b
Donde:
ERTROSB  = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple a bajar de la unidad u 
u, b
por solución de restricciones en tiempo real.
POSB  = Precio de la oferta simple a bajar para el bloque de energía b.
u, b
18.6  Restricciones técnicas en tiempo real a bajar sin oferta.
La obligación de pago por la energía asignada a bajar sobre unidades que no han 
presentado oferta o que han agotado la oferta existente se calcula según la fórmula 
siguiente:
OPERTRMER = ERTRMERB  × 0,85 × PMD si PMD >=0
u  u
DCERTRMER = ERTRMERB  × 1,15 × PMD si PMD <0
u  u
Donde:
ERTRMERB  = Energía programada a bajar a la unidad u por solución de restricciones 
u
en tiempo real, sin oferta aplicable.
18.7  Restricciones técnicas en tiempo real a bajar a unidades de adquisición de 
bombeo.
En el caso de unidades de adquisición de bombeo la asignación de energía a bajar por 
seguridad en tiempo real dará lugar a una obligación de pago adicional por las reservas de 
energía generadas en el vaso superior de dicha unidad de bombeo que se calcula según 
la fórmula siguiente:
OPERTRB  = 0,7 × (ERTROSB  + ERTRMERB  × PMD si PMD >=0
ucb u, b u)
18.8  Coste de las restricciones técnicas en tiempo real. e.e
El coste de las restricciones técnicas en tiempo real se calculará como la diferencia  964www.
eavan 1ltor8eSr.a i7l adl a ays   suaeumll m pairma ed pceeios olo r ptmseo  dasderitgerivei nalcaa he lo exdsnies delt iermrgá ceí aour cbnaar cosdo ioygs  ndtdeaeia,d  lrsaaiios  e. posob rnl iegregasactitorivincaec suio ndn eien spg artegésoco nd.iec aloss  eanp atiretamdpoos  1re8.a1l   OE-A-2020-16able en https://
El coste (SCRTR) se integrará en el coste horario agregado de los servicios de ajuste 
del sistema que se liquidará a la demanda según el apartado 26.
19.  Intercambios de energía entre sistemas eléctricos por seguridad del sistema.
Los intercambios de energía entre sistemas eléctricos por seguridad, programados por 
restricciones técnicas del PDBF o por restricciones técnicas en tiempo real, darán lugar a 
las siguientes anotaciones según el sentido del intercambio:
a)  Intercambio en sentido importador:
– Derecho de cobro en la cuenta del operador del sistema por el importe acordado con 
el operador del sistema vecino.
– La obligación de pago resultado de importe anterior se integrará en el coste horario 
agregado de los servicios de ajuste del sistema que se liquidará a la demanda según el 
apartado 26.
b)  Intercambio en sentido exportador:
– Obligación de pago en la cuenta del operador del sistema igual a la suma de los 
derechos de cobro anotados a las unidades programadas para este intercambio de energía 
en restricciones técnicas del PDBF o de tiempo real, según lo establecido en los 
apartados 17 y 18.
VII.  Liquidación de otros conceptos
20.  Intercambios de apoyo con precio establecido para el mismo.
Los intercambios de apoyo entre sistemas que realice el operador del sistema 
mediante compensación económica por la energía suministrada a través de las 
interconexiones se anotarán para cada interconexión en la cuenta del operador del sistema 
como derecho de cobro, si es en sentido importador, y como obligación de pago, si es en 
sentido exportador.
El coste de los intercambios de apoyo (SCIA) se calculará como la diferencia entre los 
derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores y el importe de la energía del 
intercambio valorada al precio marginal del mercado diario.
Si la suma es positiva existirá un coste, si es negativa existirá un ingreso.
El coste por los intercambios de apoyo con precio establecido SCIA se integrará en el 
coste horario de los servicios de ajuste del sistema que se liquidará a la demanda según 
el apartado 26.
21.  Intercambios de apoyo sin precio.
Los intercambios de apoyo que realice el operador del sistema mediante devolución de 
energía se valorarán al precio marginal del mercado diario realizándose una anotación en 
una cuenta de compensación horaria a efectos de su liquidación de acuerdo con lo 
establecido en el PO 14.6. La anotación será un derecho de cobro, si el intercambio es en 
sentido importador y una obligación de pago, si es en sentido exportador.
El saldo horario de esta cuenta de compensación se integrará en el coste horario de 
los servicios de ajuste del sistema que se liquidará a la demanda según el apartado 26.
22.  Reducción del programa de consumo de energía por órdenes de reducción de  o
potencia. 964www.
unidLaad  rdeed audccqiuóins icdieóln c doenbsiudma oa  óhrodreanrieos d dee  erneedrugcícai ópnr odger apmotaednoc iae ns ee lli qmueidrcaarád oa l pparreac icoa ddeal 
mdee 3rc1a ddeo  odciaturbior,e ,s peogrú nla  lqou ees stea brleegcuidlao  eel nm eelc aanrtiíscmuloo  c1o3m.3p.ebt)i tidveo  dlae  Oasrdigenna cIEióTn/ 2d0e1l 3se/2r0vi1c3io,   BOE-A-cable e
de gestión de la demanda de interrumpibilidad.
En cada hora con reducción de consumo de energía de una unidad de adquisición, ua, 
debida a órdenes de reducción de potencia, se anotará un derecho de cobro a la unidad 
ua que se calcula según la fórmula siguiente:
DCSINT  = ERSINT  x PMD
ua ua
Donde:
ERSINT  = Energía elevada a barras de central de la reducción de consumo horario 
ua
debida a las órdenes de reducción de potencia a consumidores integrados en la unidad ua.
PMD = Precio marginal del mercado diario.
23.  Fallo de programación de las unidades de programación genéricas.
23.1  Incumplimiento de la obligación de saldo cero en PDBF.
El saldo de las energías de todas las unidades de programación genéricas de cada 
participante en el mercado en el PDBF deber ser cero en cada periodo de programación. 
El operador del sistema informará a la CNMC de los incumplimientos de esta obligación.
23.2  Incumplimiento de la obligación de saldo cero en el PHFC.
El saldo de las energías de todas las unidades de programación genéricas de cada 
participante en el mercado en el PHFC deber ser cero en cada periodo de programación. 
El operador del sistema informará a la CNMC de los incumplimientos de esta obligación.
24.  Liquidación de las unidades de programación del enlace entre el sistema eléctrico 
peninsular y el sistema eléctrico balear.
24.1  Modificaciones del programa posteriores al mercado intradiario.
Las modificaciones en el programa de las unidades de programación del enlace 
posteriores al mercado intradiario se liquidarán al precio del mercado diario.
Las anotaciones anteriores formarán parte del saldo resultante del conjunto de 
derechos de cobro y obligaciones de pago en una hora que determinan el saldo SALDOLIQ 
al que se hace referencia en el apartado 14.
24.2  Desvío del programa.
El desvío neto del programa de energía del enlace del sistema eléctrico peninsular con 
el sistema eléctrico balear se calculará como diferencia entre la energía medida en el 
punto frontera del enlace con el sistema peninsular y el programa horario de liquidación 
neto de las unidades de programación del enlace y se liquidará al precio del desvío 
establecido en el apartado 12 según su sentido. El importe se repartirá proporcionalmente 
entre las unidades de programación del enlace según su programa.
Las anotaciones anteriores formarán parte del saldo resultante del conjunto de 
derechos de cobro y obligaciones de pago en una hora que determinan el saldo SALDOLIQ 
al que se hace referencia en el apartado 14.
24.3  Efectos en la liquidación de Baleares.
Los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en los apartados 24.1 y 24.2,  es
así como la energía liquidada, se considerarán en la liquidación del despacho de Baleares,  bo
según se establece en el apartado 2 del anexo del Real Decreto 1623/2011, de 14 de  964ww
neseoncvtrtieeo mre ebl lrésecis,t trpeicomor .ae le qléucet rsiceo  rpeegnuilnansu lloasr  eyf eecl tboas ledaer ,l ay  esnetr amdoad eifinc afunn octioransa mdiisepnotos icdieoln eensl adceel   OE-A-2020-16able en https://
25.  Liquidación del control del factor de potencia.
Desde la fecha de entrada en vigor del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el 
que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía 
renovables, cogeneración y residuos, el servicio de ajuste de control del factor de potencia, 
se liquidará según lo establecido en el anexo III de dicho real decreto.
VIII.  Liquidación de costes a la demanda
26.  Coste horario agregado de los servicios de ajuste del sistema y del servicio de 
interrumpibilidad.
26.1  Coste horario agregado de los servicios de ajuste del sistema (CSA).
Es la suma de los ingresos y costes siguientes:
(a)  Coste de las restricciones técnicas al PBF.
(b)  Coste de la banda de regulación secundaria.
(c)  Ingreso o coste del saldo de la liquidación de energías posteriores al PHF.
(d)  Sobrecoste de las restricciones técnicas en tiempo real.
(e)  Ingreso del control del factor de potencia.
(f)  Asignación del importe de los incumplimientos de asignación neta de energía de 
balance RR y terciaria.
(g)  Saldo horario de la cuenta de compensación indicada en el PO.14.6.
(h)  Coste de los intercambios internacionales de apoyo con precio.
(i)  Intercambios de energía en sentido importador entre sistemas eléctricos por 
seguridad del sistema.
26.2  Coste horario del servicio de interrumpibilidad (CSINT).
El coste fijo mensual de la liquidación del servicio establecido en al artículo 13.3.a) de 
la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo 
de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, se repartirá 
como coste horario en proporción a la demanda en barras de central en cada hora.
26.3  Liquidación del coste a la demanda.
Cada uno de los costes horarios anteriores se liquida a las unidades de adquisición en 
proporción a sus consumos horarios medidos elevados a barras de central (MBC ). 
ua
Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las 
unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las 
unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera 
del sistema eléctrico español. El operador del sistema podrá realizar a cada unidad de 
adquisición una única anotación en cuenta en cada hora por la suma del coste horario 
agregado de los servicios de ajuste y del coste horario del servicio de interrumpibilidad 
repartiendo el coste a las unidades de programación de demanda en proporción a su 
consumo horario medido elevado a barras de central, MBCua.
El cambio en el sistema de anotaciones en cuenta deberá ser comunicado a los 
participantes con una antelación mínima de seis meses antes de la fecha de implantación. 
En ese caso, el operador del sistema publicará en cada hora el precio de cada uno de los 
derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados indicados. e.
CDEM = CSA + CSINT 964ww
Si CDEM es positivo se liquidará una obligación de pago:
OPCSA  = -CDEM × MBC  / ∑ua MBC
ua ua ua Bc
Si CDEM es negativo se liquidará un derecho de cobro:
DCCSA  = -CDEM × MBC  / ∑ua MBC
ua ua ua
Siendo MBC  la energía horaria medida en barras de central de la unidad de 
ua
programación ua calculada según el anexo III.
26.4  Publicación del desglose horario del coste agregado.
En el caso de consolidación de importe horarios, el operador del sistema publicará el 
desglose horario en porcentaje del valor de CDEM que corresponde a cada uno de los 
conceptos del apartado 26.1 y al apartado 26.2.
Anexo I
Liquidación opcional del incumplimiento de energías de balance por unidades 
de programación
1.  La energía incumplida a subir de cada unidad de programación u no integrada en 
la zona de regulación z del BSP s se calculará según la fórmula siguiente:
EINCLEBALS  = Energía incumplida de asignación neta de energía de balance RR y 
,u, s
terciaria a subir de la unidad u del BSP s. Se tomará valor cero si en la hora unidad tiene 
asignado un saldo neto a bajar de energía por restricciones en tiempo real. Si en la hora 
unidad tiene saldo a subir de energía de restricciones en tiempo real se considerará que 
ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de energía de balance RR y terciaria.
EINCLEBALS  = máx ( - STGS , mín (0, MBC  - EREFS ) )
u, s u, s u, s u, s 
Donde:
STGS  = Saldo neto a subir de la energía de balance RR y terciaria, a subir y a bajar, 
 u, s
asignada a la unidad u del BSP s.
EREFS  = PHFC  + SRTRS  + STGS .
u, s u, s u, s u, s
SRTRS  = Saldo a subir de energía de restricciones en tiempo real, a subir y a bajar, 
u, s
asignada a la unidad u del BSP s.
La obligación de pago de cada unidad de programación por su energía incumplida a 
subir se calculará según la fórmula de pago siguiente:
OPEINCLEBALS = OPEINCLEBALS × EINCLEBALS  / Σ  EINCLEBALS
u  s u u u, s
2.  La energía incumplida a bajar de cada unidad de programación u no integrada en 
la zona de regulación z del BSP s se calculará según la fórmula siguiente:
EINCLEBALB  = Energía incumplida de asignación neta de energía de balance RR y 
u, s
terciaria a bajar de la unidad u del BSP s. Se tomará valor cero si en la hora unidad tiene 
asignado un saldo neto a subir de energía por restricciones en tiempo real. Si en la hora la 
unidad tiene saldo a bajar de energía de restricciones en tiempo real se considerará que 
ha sido asignada con anterioridad a las asignaciones de energía de balance y terciaria.
EINCLEBALBu, s = - mín ( - STGBu, s, máx (0, MBCu, s - EREFBu, s ) ) bo
y a bDSEaTRojanGErdBF, eaBu:,s s ig= n =Sa PadlHad Foa C nlae tu o+n a idS abRdaT jauRr Bd deel   Bl+aS  SePnT seG.rBgía .energía de balance RR y terciaria, a subir  BOE-A-2020-16964cable en https://ww
u, s u, s u, s u, s
SRTRB  = Saldo a bajar de energía de restricciones en tiempo real, a subir y a bajar, 
u, s
asignada a la unidad u del BSP s.
La obligación de pago de cada unidad de programación por su energía incumplida a 
bajar se calculará según la fórmula de pago siguiente:
OPEINCLEBALB = OPEINCLEBALB x EINCLEBALB  / Σ  EINCLEBALB
u  s u, s u u, s
Anexo II
Liquidación opcional del desvío por unidades de programación no integradas en zona 
de regulación y por zona de regulación
1.  Desvío de la unidad de programación no integrada en zona de regulación, de cada 
unidad de adquisición de demanda, de cada unidad de programación de importación o 
importación y de unidades genéricas, DSVup se calculará con la fórmula siguiente:
DSV = MEDBC  - (POSFIN  + AJUDSV )
up  up up up
MEDBC  = Medida en barras de central de la unidad up según lo establecido en el 
up
anexo III. En su caso, se incluirá la medida, con valor positivo, de los excedentes de 
autoconsumidores asignados a la unidad de compra, u, conforme a lo dispuesto en el 
PO 14.8.
POSFIN  = Posición final de la unidad up.
up
AJUDSV  = Ajuste del desvío de la unidad up.
up
2.  Desvío de la zona de regulación. El desvío DSV de cada zona de regulación se 
z
calculará con la fórmula siguiente:
DSV = MEDBC - (POSFIN + AJUDSV).
z  z z z
MEDBC = Suma de la medida en barras de central de las unidades de programación 
z
en la zona de regulación z, con su correspondiente porcentaje de participación.
POSFINz = Suma de la posición final de las unidades de programación en la zona de 
regulación, con su correspondiente porcentaje de participación.
AJUDSV  = Suma del ajuste del desvío de las unidades de programación en la zona 
up
z y del ajuste del desvío por aportación de energía de regulación secundaria de la zona z.
3.  Derecho de cobro por el desvío a subir de la unidad de programación o de la zona 
de regulación con saldo neto de energía de balance SNSB a subir, cero o nulo.
El derecho de cobro del desvío a subir se calculará con la fórmula siguiente:
DCDESV  = DSV  x PMD
up-z up-z
4.  Derecho de cobro por el desvío a subir de la unidad de programación o de la zona 
de regulación con desvío de BRP a subir y saldo neto de energía de balance SNSB a 
bajar.
El derecho de cobro del desvío a subir se calculará con las fórmulas siguientes:
DCDESV  = DSV  x PDSVS es
up-z up-z brp, up-z e.
PDSVSbrp, up-z = PDSVSbrp + (PMD - PDSVSbrp) x abs(DSVBAJbrp/DSVSUBbrp) 964ww
PPDDSSVVSSbrp = P =re Pciroe cdieol  ddeels dveíos vaí os uab siru dbeirl  ddee slavsío u dneidl aBdRePs. y zonas del BRP.
DSVSUbBrpb, rupp -=z Suma de los desvíos a subir de las unidades de programación y de la
zona del BRP.
DSVBAJ  = Suma de los desvíos a bajar de las unidades de programación y de la 
brp
zona del BRP.
5.  Obligación de pago por el desvío a bajar de la unidad de programación o de la 
zona de regulación con desvío de BRP a bajar y saldo neto de energía de balance SNSB 
a subir.
La obligación de pago del desvío a bajar se calculará con las fórmulas siguientes:
OPDESV  = DSV  x PDSVB
up-z up-z brp, up-z
PDSVB  = PDSVB  + (PMD - PDSVB ) x abs(DSVSUB /DSVBAJ )
brp, up-z brp brp brp brp
PDSVB  = Precio del desvío a bajar del desvío del BRP.
brp
PDSVB  = Precio del desvío a bajar de las unidades y zonas del BRP.
brp, up-z
6.  Obligación de pago por el desvío a bajar de la unidad de programación o de la 
zona de regulación con saldo neto de energía de balance SNSB a bajar, cero o nulo.
La obligación de pago del desvío a bajar con la fórmula siguiente:
OPDESV  = DSV  x PMD
up-z up-z
Anexo III
Medida en barras de central de las unidades de programación
a.  La medida en barras de central de las unidades de programación de producción, 
de las unidades de programación de consumo de bombeo, de otros almacenamientos y de 
las unidades de programación de consumo de servicios auxiliares, será la suma de las 
medidas de los puntos frontera asignados a las instalaciones de producción que integran 
cada unidad de programación.
En el caso de ausencia de medidas de las unidades de programación de producción 
se considerará como valor de la medida el valor cero. En el caso de ausencia de medidas 
de las unidades de programación de consumo de bombeo se considerará como valor de 
la medida el valor del programa.
b.  Con cierre de medidas de demanda para el cálculo de pérdidas, la medida en 
barras de central, MBCua de las unidades de comercializadores y de las unidades de 
consumidores directos se calculará con la fórmula siguiente:
MBCua = ƩpaƩnt [MPFCua, pa, nt x (1+CPERREALpa, nt)]
Donde:
MPFCua, pa, nt =  Suma de las medidas de la energía consumida en la hora en los 
puntos frontera de consumidores de la unidad de programación del comercializador o 
consumidor directo ua con peaje de acceso pa y nivel de tensión nt. Este valor será 
negativo.
CPRREALpa, not = Coeficiente de liquidación horario para consumos con peaje de 
acceso pa en nivel de tensión nt. e.e
En cada hora, el coeficiente de liquidación horario CPRREALpa, nt se calculará como: 964www.
CPRREALpa, nt = K x CPERNpa, nt
Donde:
K = Coeficiente de ajuste horario. En cada hora, el coeficiente de ajuste horario K se 
calculará como el correspondiente al último cierre de medidas disponible según la siguiente 
fórmula:
K = (PERTRA + PERDIS – PEREXP) / PERN
Donde:
PERTRA = Pérdidas horarias medidas en la red de transporte.
PERDIS = Pérdidas horarias medidas en todas las redes de distribución.
PEREXP = Pérdidas horarias asignadas a todas las unidades de exportación.
PERN = ƩuaƩpaƩnt (MPFCua, pa, nt x CPERNpa, nt).
CPERNpa, nt = Coeficiente de pérdidas para puntos de suministro de consumidores 
con peaje de acceso pa y nivel de tensión nt en el periodo tarifario al que corresponda la 
hora. Estos coeficientes de pérdidas serán los establecidos en la normativa que 
corresponda para traspasar la energía suministrada a los consumidores a energía 
suministrada en barras de central.
c.  Sin cierre de medidas de demanda para el cálculo de pérdidas, la medida en 
barras de central de las unidades de comercializadores y de las unidades de consumidores 
directos, MBCua, se calculará con la fórmula siguiente:
MBCua = PHLua + SALDOENEua + MBCliqpot, ua
Donde:
SALDOENEua = SALDOENE x PHLua / Ʃua PHLua.
SALDOENE =MBCprod + MBCimex + MBCliqpot – PHLdemresto.
Donde:
MBCprod = Medida liquidada de todas las unidades de generación.
MBCimex = Medida liquidada en barras de central de todas las unidades de importación 
y exportación.
MBCliqpot = Medida liquidada en barras de central a unidades de adquisición para 
demanda con liquidación potestativa según el apartado 6.6 del PO 14.1.
PHLdemresto =  Programa horario de liquidación de unidades de adquisición para 
demanda excluida la energía con liquidación potestativa.
PHLua = Programa horario de liquidación de la unidad de adquisición para demanda 
ua, excluida la cuota del programa correspondiente al consumo en barras de central de los 
clientes de tipo 1, 2 y 3 de la unidad ua a los que se ha aplicado la liquidación potestativa 
establecida en el PO 14.1.
SALDOENEua = Asignación a la unidad de programación de adquisición para demanda 
ua del saldo de energía liquidada de los programas y las medidas disponibles en barras de 
central SALDOENE.
MBCliqpot, ua = Medida liquidada en barras de central a la unidad de adquisición para 
demanda ua con liquidación potestativa según apartado 6.6 del PO 14.1.
d.  La medida en barras de central de unidades de programación de importación será  e.
la energía asignada a la unidad en el programa de intercambio en la frontera internacional  w.
acordado por ambos operadores del sistema. 964ww
la enee. rgLíaa  amseigdnidaad ae na  blaa urrnaisd adde  ecne netlr aplr odger aumnidaa ddee sin dteer cparomgbriaom eanc liaó nfr odnet eerxap oinrttearcnióanc isoenraál 
acordado por ambos operadores del sistema, más las pérdidas de transporte en el caso de
exportaciones por fronteras con países con los que no se haya firmado acuerdo de 
reciprocidad, de acuerdo a la siguiente fórmula:
MBC  = PFI  × (1 + CPER )
uexp uexp frint
Donde:
MBC  = Medida en barras de central de la unidad de programación de exportación 
uexp
uexp.
PFI  = Energía asignada a la unidad de exportación uexp en el programa de 
uexp
intercambio en la frontera internacional acordado por ambos operadores del sistema.
CPER  = Coeficiente de pérdidas de la tarifa general de acceso de alta tensión para 
frint
la frontera internacional frint. El valor aplicable, en caso de que sean de aplicación las 
pérdidas, será el que corresponda al nivel de tensión «mayor de 145 kV» excepto en la 
interconexión con Andorra que será, en caso de que sean de aplicación, el que corresponda 
al nivel de tensión «mayor de 72,5 y no superior a 145 kV». En las fronteras con los países 
con los que se haya firmado acuerdo de reciprocidad el valor será cero.
f.  La medida de las unidades de programación genéricas y unidades de programación 
porfolio es cero.