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Timestamp: 2019-10-21 00:49:07+00:00

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Resolución de 17 de marzo de 2006, de la Secretaría General de Energía, por la que se aprueban los Procedimientos de Operación 4.1 «Resolución de congestiones en la interconexión Francia-España» y 3.1 «Programación de la generación», para su adaptación a la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre.
Vigencia desde 23 de Marzo de 2006. Esta revisión vigente desde 08 de Junio de 2006
Resolución de congestiones en la interconexión Francia-España. P.O. 4.1
4. Asignación de derechos físicos de capacidad mediante subastas explícitas en diferentes horizontes temporales.
5. Utilización de derechos físicos de capacidad mediante subastas explicitas en diferentes horizontes temporales.
6. Firmeza de los derechos de capacidad adquiridos en las subastas:
7. Compensación económica a los titulares de los derechos físicos de capacidad previos a la programación efectiva de las transacciones:
8. Sistema de solución de congestiones en la interconexión entre Francia y España posteriores al PBF.
9. Tratamiento de los ingresos obtenidos como consecuencia de las subastas explícitas coordinadas:
10. Actuación en caso de fallo o mal funcionamiento de los sistemas informáticos utilizados para la asignación de capacidad:
Programación de la generación. P.O. 3.1
4. Programación previa.
5. Mercado Intradiario (MI):
6. Intercambios de información posteriores al mercado intradiario para la programación de los intercambios internacionales:
7. Gestión de desvíos:
8. Programación en tiempo real.
9. Programa cierre (P48CIERRE):
10. Información al OM y a los sujetos del mercado:
ANEXO . Horarios establecidos para los intercambios de información
3. Horarios del sistema coordinado de subastas explícitas de capacidad de la interconexión Francia-España
R Industria, Turismo y Comercio 26 Jun. 2007 (aprobación de diversos procedimientos de operación para su adaptación a la nueva normativa eléctrica)
Téngase en cuenta que queda derogado el procedimiento de operación del sistema eléctrico P.O.-4.1 «Resolución de congestiones en la interconexión Francia-España» aprobado por la presente Resolución y modificado por Resolución 8 mayo 2006, conforme establece el apartado tercero de la Res. 26 junio 2007, de la Secretaría General de Energía, por la que se aprueban diversos procedimientos de operación para su adaptación a la nueva normativa eléctrica («B.O.E.» 29 junio).
R Energía 18 May. 2006 (modifica R 17 Mar. 2006, Procedimientos de Operación 4.1 «Resolución de congestiones en la interconexión Francia-España» y 3.1 «Programación de la generación» para su adaptación a OM ITC/4112/2005 de 30 Dic.)
Apartado tercero redactado conforme establece la Res. 18 mayo 2006, de la Secretaría General de Energía, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2006, por la que se aprueban los Procedimientos de Operación 4.1 «RES. de congestiones en la interconexión Francia-España» y 3.1 «Programación de la Generación», para su adaptación a la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre («B.O.E.» 19 mayo). Apartado cuarto introducido conforme establece la Res. 18 mayo 2006, de la Secretaría General de Energía, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2006, por la que se aprueban los Procedimientos de Operación 4.1 «RES. de congestiones en la interconexión Francia-España» y 3.1 «Programación de la Generación», para su adaptación a la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre («B.O.E.» 19 mayo). Apartado quinto introducido conforme establece la Res. 18 mayo 2006, de la Secretaría General de Energía, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2006, por la que se aprueban los Procedimientos de Operación 4.1 «RES. de congestiones en la interconexión Francia-España» y 3.1 «Programación de la Generación», para su adaptación a la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre («B.O.E.» 19 mayo).
Vista la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico;
Visto el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica;
Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema de los procedimientos de operación del sistema, P.O. 4.1 y 3.1, de acuerdo con lo establecido en el artículo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica;
Vista la Disposición final primera de la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica,
Primero.- Se aprueban los procedimientos para la operación del sistema eléctrico P.O. 4.1 y 3.1, que figuran como anexo de la presente resolución.
Segundo.- Se habilita a Red Eléctrica de España, S.A. para participar en el proceso de subastas explícitas de capacidad en la interconexión Francia-España para la adquisición de la capacidad de intercambio necesaria para la ejecución de los contratos de suministro de energía de EDF a REE y de REE a EDF, referenciados en la disposición transitoria novena de la Ley 54/1997.
Tercero.- La presente Resolución surtirá efectos el día siguiente al de su publicación en el Boletín Oficial del Estado y será de aplicación para la subasta explícita mensual de la capacidad de intercambio correspondiente al mes de junio de 2006 y sucesivas, así como para las subastas diarias e intradiarias que se celebrarán a partir del 31 de mayo de 2006, inclusive.
Apartado tercero redactado conforme establece la Res. 18 mayo 2006, de la Secretaría General de Energía, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2006, por la que se aprueban los Procedimientos de Operación 4.1 «RES. de congestiones en la interconexión Francia-España» y 3.1 «Programación de la Generación», para su adaptación a la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre («B.O.E.» 19 mayo).Vigencia: 8 junio 2006
Cuarto.- Se autoriza la aplicación de las Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la Interconexión Francia- España (Reglas IFE), de fecha 26 de abril de 2006, que han sido notificadas a este Departamento y que se publicarán por el operador del sistema español en su página web.
Apartado cuarto introducido conforme establece la Res. 18 mayo 2006, de la Secretaría General de Energía, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2006, por la que se aprueban los Procedimientos de Operación 4.1 «RES. de congestiones en la interconexión Francia-España» y 3.1 «Programación de la Generación», para su adaptación a la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre («B.O.E.» 19 mayo).Vigencia: 8 junio 2006
Quinto.- Los costes de adquisición de la capacidad de intercambio necesaria para permitir al titular del contrato a que se refiere la disposición transitoria sexta del Real Decreto 2019/1997 su ejecución, serán considerados un coste variable a los efectos previstos en el apartado III de la Orden de 29 de diciembre de 1997 por la que se desarrollan algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
El titular de dicho contrato internalizará este coste en las ofertas que realice en el mercado diario.
Apartado quinto introducido conforme establece la Res. 18 mayo 2006, de la Secretaría General de Energía, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2006, por la que se aprueban los Procedimientos de Operación 4.1 «RES. de congestiones en la interconexión Francia-España» y 3.1 «Programación de la Generación», para su adaptación a la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre («B.O.E.» 19 mayo).Vigencia: 8 junio 2006
El objeto de este procedimiento de operación es desarrollar el proceso para la resolución de las congestiones en la interconexión Francia-España mediante el sistema de subastas explícitas coordinadas (Fase I), establecido en el anexo I de la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica.
b) Operador del Mercado (OM).
c) Sujetos interesados en la utilización de la capacidad de intercambio.
Las Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la Interconexión Francia-España incorporan un capítulo específico de Definiciones. Se incluyen, no obstante, a continuación un conjunto más reducido de definiciones de interés para la mejor comprensión del contenido de este procedimiento de operación.
3.1 Interconexión internacional: Conjunto de líneas que unen subestaciones de un sistema eléctrico con subestaciones de otro sistema eléctrico interconectado vecino, y que ejercen una función efectiva de intercambio de energía entre sistemas eléctricos.
3.2 Capacidad de intercambio: Se define capacidad de intercambio o capacidad neta de intercambio como el máximo valor admisible del programa de intercambio de energía que puede establecerse en un determinado sentido de flujo de potencia entre dos sistemas eléctricos interconectados, compatible con el cumplimiento de los criterios de seguridad establecidos en los respectivos sistemas eléctricos y teniendo en consideración las posibles incertidumbres técnicas sobre las condiciones futuras de funcionamiento de los correspondientes sistemas eléctricos [Definición Net Transfer Capacity (NTC) de E.T.S.O.].
3.3 Programa de intercambio de energía entre sistemas eléctricos: Energía programada para intercambio entre dos sistemas eléctricos interconectados en cada periodo de programación, acordada conjuntamente entre los operadores de los sistemas eléctricos respectivos.
3.4 Programa de intercambio de energía ejecutado por un determinado sujeto: Valor en cada periodo de programación del programa de intercambio de energía entre dos sistemas eléctricos interconectados llevado a cabo por un determinado sujeto mediante la nominación de un programa con entrega física correspondiente a un contrato bilateral o una transacción comercial establecida mediante participación en el mercado de producción español.
3.5 Congestión: Situación en la que la interconexión que enlaza las dos redes de transporte nacionales no puede acoger todos los flujos físicos resultantes del comercio internacional solicitado por los sujetos del mercado, debido a la falta de capacidad de los elementos de interconexión o de las propias redes de transporte nacionales en cuestión.
3.6 Acción Coordinada de Balance: Conjunto de actuaciones de variación de generación y/o consumo, en los sistemas eléctricos francés y español, ejecutadas de forma coordinada por los Operadores de ambos sistemas eléctricos, por medio de la utilización de los respectivos mecanismos de balance existentes en los sistemas francés y español con el fin de aliviar una situación de congestión identificada en la interconexión, una vez ya nominados los programas de intercambio.
3.7 Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la Interconexión Francia-España: Documento publicado conjuntamente por los Operadores del Sistema español y francés, tras la notificación previa, o la aprobación cuando sea necesario, a las Autoridades Reguladoras respectivas, que establece de forma detallada, las condiciones de funcionamiento y participación en el sistema conjunto de subastas explícitas coordinadas.
4.1 Organización general del proceso de subastas explícitas coordinadas: La asignación de capacidad en la interconexión Francia-España se articula mediante la organización por parte del Operador del Sistema español en coordinación con el Operador del Sistema francés de una serie de subastas explícitas para la asignación de derechos físicos de capacidad en diferentes horizontes temporales.
Las subastas explícitas serán organizadas con carácter general en los horizontes anual, mensual, diario e intradiario. El calendario de estas subastas será publicado en la página web de ambos Operadores del Sistema.
En el horizonte intradiario se organizarán al menos dos subastas explícitas, cubriendo la primera de ellas los 24 periodos de programación del día D. Transitoriamente en la fase inicial de implantación, y hasta disponer de los desarrollos técnicos necesarios, la capacidad de intercambio no utilizada o liberada por aplicación de superposición de los programas firmes existentes en contradirección, se utilizará a través de la programación de intercambios internacionales por parte del OM en las sucesivas sesiones del mercado intradiario español.
Con anterioridad a la celebración de cada una de las subastas explícitas, ambos Operadores del sistema publicarán conjuntamente las especificaciones de dicha subasta donde se precisará como mínimo la capacidad ofrecida, el sentido, el plazo de recepción de ofertas y el plazo para la publicación de los resultados. Los cálculos de capacidad total de intercambio seguirán siendo efectuados según lo definido en el procedimiento de operación por el que se establece la gestión de las interconexiones internacionales.
Con anterioridad a las subastas diaria e intradiarias los OS llevarán a cabo un proceso de contrastación de nominaciones de programas para la utilización de la capacidad adquirida en las subastas previas, perdiendo los sujetos el derecho a la utilización de esta capacidad en caso de que estas nominaciones de programas no confirmen la utilización de dicha capacidad. Los Operadores del Sistema utilizarán esta información para calcular la capacidad disponible para los sucesivos horizontes temporales, capacidad a la que añadirán la capacidad liberada por aplicación de superposición de los programas firmes existentes en contra dirección, maximizando de este modo la utilización de la capacidad de intercambio.
4.2 Sujetos autorizados a participar en las subastas explícitas coordinadas: Podrán participar en el sistema de subastas explícitas coordinadas aquellos sujetos que estando habilitados para la realización de intercambios, de acuerdo con la normativa vigente, cumplan además las siguientes condiciones:
Adhesión a las Reglas conjuntas de asignación de capacidad en la interconexión Francia-España.
Justificación ante los Operadores del Sistema de las garantías bancarias necesarias para dar cobertura a las obligaciones económicas derivadas de su participación en el sistema de subastas explícitas coordinadas.
4.3 Garantías bancarias requeridas para la participación en el sistema de subastas coordinadas: El conjunto de garantías bancarias requeridas para la participación en el sistema de subastas coordinadas se detallará en las Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la Interconexión Francia-España.
4.4 Capacidad ofrecida en los diferentes horizontes temporales: La capacidad ofrecida en cada uno de los horizontes temporales será determinada conjuntamente por los Operadores del Sistema, siendo comunicada conjuntamente y con la suficiente antelación a los participantes de las subastas explícitas coordinadas en las especificaciones de cada subasta.
A modo indicativo se señalan a continuación las capacidades que serán ofrecidas en cada subasta:
4.4.1 Subasta anual: En la subasta anual se ofrecerá como mínimo, siempre y cuando sea técnicamente posible, el siguiente valor de capacidad:
Sentido Francia-España: 200 MW.
Sentido España-Francia: 100 MW.
4.4.2 Subasta mensual: En la subasta mensual se ofrecerá en cada sentido de la interconexión, siempre y cuando sea técnicamente posible, al menos un tercio de la capacidad de intercambio. Hasta el momento en que se organice la primera subasta anual en la subasta mensual se ofrecerá la parte de capacidad correspondiente a dicha subasta anual.
4.4.3 Subasta diaria: En la subasta diaria se ofrecerá en cada sentido de la interconexión, siempre y cuando sea técnicamente posible, al menos un tercio de la capacidad de intercambio.
Así mismo en la subasta diaria se ofrecerá también la capacidad liberada, proveniente tanto de capacidad adquirida y no notificada antes de la subasta diaria como aquella otra liberada por aplicación de superposición de los programas firmes existentes en contra dirección.
4.4.4 Subastas intradiarias: No se reservará capacidad alguna específicamente para su asignación en el horizonte intradiario.
En las subastas intradiarias se ofrecerá cualquier capacidad liberada, proveniente tanto de capacidad adquirida y no notificada, como aquella liberada por aplicación de superposición de los programas firmes existentes en contra dirección.
4.5 Asignación de capacidad: Para cada una de las subastas explícitas coordinadas, la asignación de capacidad será efectuada, en cada sentido de flujo, empezando por asignar la capacidad solicitada al agente que haya presentado la oferta más elevada y así sucesivamente hasta haber asignado toda la capacidad disponible en dicho sentido de flujo o, en su caso, hasta que el precio de las ofertas de compra no asignadas sea inferior al de las ofertas de venta de capacidad disponibles.
El precio de la última oferta de compra de capacidad asignada fijará el precio marginal de la subasta explícita. En caso de existir coincidencia de ofertas de capacidad al final de la asignación, la capacidad que reste en dicho momento se asignará prorrateando en función de la capacidad solicitada entre las ofertas presentadas a este precio.
La capacidad asignada estará constituida por números enteros de MW.
En el caso de que la capacidad ofrecida en una subasta sea superior al total de capacidad solicitada en las ofertas de adquisición de capacidad presentadas a la misma, no existirá ningún pago por la asignación de capacidad.
4.6 Publicación de los resultados de las subastas explícitas coordinadas: Los resultados de las subastas serán publicados en la forma y tiempo establecidos en las Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la Interconexión Francia-España.
4.7 Obligaciones de pago: Para cada una de las subastas explícitas coordinadas la asignación de capacidad generará una obligación de pago igual al producto del volumen de capacidad asignado por el precio marginal resultante de la subasta en la que se ha adquirido la capacidad.
La obligación de pago adquirida por el agente será definitiva e independiente de si el agente decide finalmente utilizar o no la capacidad de intercambio asignada.
4.8 Cambio de titularidad de los derechos físicos de capacidad. Mercados secundarios de capacidad: La capacidad adquirida en las subastas explícitas anual y mensual podrá ser transferida a terceros mediante acuerdo bilateral, siempre bajo condición de la notificación a los Operadores del Sistema de cualquier cambio de titularidad.
El Operador del Sistema español, en colaboración con su homólogo francés, realizará los desarrollos necesarios para que los agentes con capacidad adquirida en la subasta explícita anual puedan poner a la venta dicha capacidad en las posteriores subastas explícitas mensuales. Esta funcionalidad estará preferentemente implantada en el momento de efectuar la primera subasta anual.
En las Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la Interconexión Francia-España quedarán recogidas todas las condiciones y plazos en los que se efectuarán las mencionadas transferencias de capacidad.
5.1 Confirmación de la capacidad que podrá ser finalmente utilizada. Autorización para la programación: El Operador del Sistema español, en colaboración con su homólogo francés, enviará con la suficiente antelación a los sujetos con capacidad previamente adquirida, la confirmación de la capacidad que podrá ser finalmente utilizada para el transporte de energía a través de la interconexión. Esta confirmación se efectuará en la forma y plazos que se establezcan en las Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la Interconexión Francia- España.
5.2 Utilización de los derechos físicos de capacidad. Aplicación de la regla «usado o perdido»: Con el objeto de maximizar el uso de la capacidad de intercambio en este sistema de subastas explícitas coordinadas se aplicará la regla «usado o perdido».
Para la aplicación de esta regla, la utilización de los derechos de capacidad adquiridos en las diferentes subastas explícitas estará supeditada a la ejecución de un contrato bilateral físico o al establecimiento de una transacción en el mercado de producción español, siendo en caso contrario perdidos los derechos adquiridos y pudiendo ser de este modo reasignada la capacidad.
La nominación de la capacidad será efectuada por los sujetos de forma paralela en ambos sistemas eléctricos. A la hora de utilizar la capacidad en España, el sujeto autorizado deberá comunicar su contraparte en el sistema eléctrico francés.
Los intercambios de información asociados se describen en detalle en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación. Todos los horarios que aparecen detallados en este apartado, se indican aquí a título informativo para una mejor comprensión del proceso, siendo los horarios contenidos en las Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la Interconexión Francia-España, los correspondientes a los procesos operativos.
5.2.1 Capacidad adquirida en las subastas anuales y mensuales: La utilización de la capacidad adquirida en las subastas anuales y mensuales se materializará por los sujetos antes de las 7:45 horas del día D-1, mediante la comunicación de ejecución de uno o más Contratos Bilaterales con entrega física.
La utilización de la capacidad mencionada dará lugar a la existencia de una transacción internacional firme, a los efectos de aplicación de la regla «usado o perdido» y la superposición de los programas firmes existentes en contra dirección, una vez confirmados éstos a través de la comunicación de la ejecución de Contratos Bilaterales con entrega física, recibidos del Operador del Mercado hasta que se produzca la entrada en vigor del artículo primero del Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre.
El Operador del Sistema español, en colaboración con su homólogo francés, aplicará la regla «usado o perdido» y la superposición de los programas firmes existentes en contra dirección, para liberar y poder reasignar en subastas explícitas posteriores la capacidad no utilizada.
5.2.2 Capacidad adquirida en la subasta diaria: El Operador del Sistema español, en colaboración con su homólogo francés, pondrá a disposición del Operador del Mercado español la información relativa a la capacidad adquirida en la subasta diaria, de modo que dicha información sea tenida en cuenta en los procesos de aceptación de ofertas en el mercado diario y también mientras así sea aplicable, en el proceso de aceptación de contratos bilaterales con entrega física por parte de los sujetos adjudicatarios de capacidad.
La capacidad adquirida en la subasta diaria podrá ser utilizada para la ejecución de un Contrato Bilateral con entrega física que deberá ser declarado en los plazos definidos en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la operación o bien para la programación de una transacción en el Mercado Diario de producción español.
Tras la publicación del Programa Diario Viable Provisional el día D-1, el Operador del Sistema español, en colaboración con su homólogo francés, aplicará la «regla usado o perdido» para liberar y poder reasignar en subastas explícitas posteriores la capacidad no utilizada, entendiendo por capacidad no utilizada aquella que no tenga la correspondiente energía en el Programa Diario Viable Provisional, o cuya contraparte en el Sistema Eléctrico francés no se haya notificado.
En la fase transitoria indicada en el apartado 4.1, la capacidad liberada a la que se hace referencia en el párrafo anterior, se utilizará para la programación de intercambios internacionales en las diferentes sesiones del mercado intradiario de producción español.
5.2.3 Capacidad adquirida en las subastas intradiarias: El Operador del Sistema español, en colaboración con su homólogo francés, pondrá a disposición del Operador del Mercado español la información relativa a la capacidad adquirida en las subastas intradiarias, de modo que dicha información sea tenida en cuenta en el proceso de aceptación de las ofertas al mercado intradiario presentadas por los sujetos adjudicatarios de capacidad.
La capacidad adquirida en las subastas intradiarias podrá ser utilizada por los sujetos en los plazos y forma establecidos en la Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la Interconexión Francia-España, mediante la programación de transacciones en las sesiones intradiarias del mercado de producción español.
El Operador del Sistema español, en colaboración con su homólogo francés, utilizará las medidas a su alcance para garantizar que los derechos de uso de la capacidad de intercambio adquiridos en las diferentes subastas explícitas puedan ser finalmente utilizados para la realización de intercambios internacionales.
En el caso de que, en razón de la aplicación de los criterios de seguridad establecidos en uno o en ambos sistemas eléctricos, se identificase una situación de congestión en la interconexión, se procederá según se establece a continuación:
Si la identificación de la situación de congestión tiene lugar con anterioridad a la efectiva programación de las transacciones, los Operadores del Sistema reducirán mediante prorrata las capacidades previamente asignadas, compensando económicamente a sus titulares según se establece en el apartado 7 de este procedimiento.
Si la situación de congestión en la interconexión se produce con posterioridad a la efectiva programación de las transacciones, los Operadores del Sistema garantizarán la ejecución de los programas existentes por medio de una «Acción Coordinada de Balance» según se establece en el apartado 8 de este procedimiento.
A los efectos anteriores, se considerará que la programación de una transacción correspondiente a un intercambio internacional se hace efectiva en el momento mismo en el que queda establecido dicho programa de intercambio, mediante el acuerdo de los operadores de ambos sistemas eléctricos derivado del intercambio de nominaciones en uno y otro sistema correspondientes a dicha transacción internacional.
En el caso de que la situación de congestión se identifique en la interconexión con anterioridad a la efectiva programación de las transacciones, la reducción de las capacidades asignadas se hará mediante prorrata sobre las capacidades asignadas previamente, independientemente del horizonte temporal en el que hayan sido adquiridas.
En estos casos de reducción de las capacidades asignadas, el Operador del Sistema español, en colaboración con su homólogo francés, cancelará las obligaciones de pago a las que estaban sujetos los agentes en la parte correspondiente a la reducción de capacidad aplicada. Adicionalmente, el agente será compensado con una cantidad equivalente al 10% de las obligaciones de pago que le hayan sido canceladas por dicha reducción.
8.1 Condiciones generales: Las situaciones en las que puede resultar necesaria la aplicación del mecanismo de solución de congestiones en la interconexión entre Francia y España posteriores al PBF pueden ser de dos tipos:
8.1.1 Nivel de intercambio de energía resultante del Programa Base de Funcionamiento (PBF) superior a la capacidad de intercambio efectiva entre Francia y España: Si el intercambio de energía resultante del Programa Base de Funcionamiento para la interconexión entre Francia y España resultase ser superior al valor de la capacidad efectiva de intercambio para dicha interconexión en el correspondiente sentido de flujo, debido, por ejemplo, a una reducción de la capacidad de intercambio respecto a la inicialmente prevista y publicada, el Operador del Sistema español, en colaboración con su homólogo francés, identificará la magnitud de la diferencia entre ambos valores, diferencia que será tenida en cuenta dentro del proceso de programación de la operación de cada uno de los dos sistemas como un requerimiento de reserva adicional de potencia.
La aplicación efectiva del mecanismo de solución de congestiones en la interconexión entre Francia y España posteriores al PBF sólo tendrá lugar si, llegado el horizonte de programación para el que se hubiera identificado el requerimiento de reserva adicional de potencia, el valor del intercambio de energía entre ambos sistemas sigue siendo superior al máximo compatible con la seguridad de uno o ambos sistemas eléctricos.
En este caso, el mecanismo que se aplicará para resolver las congestiones identificadas en la interconexión entre Francia y España será el descrito en el apartado 8.2 de este procedimiento.
8.1.2 Congestión identificada en tiempo real: Este el caso de identificarse en tiempo real una situación de congestión en la interconexión entre Francia y España, en un cierto sentido de flujo, al resultar ser el valor de capacidad de intercambio inferior al nivel de intercambio de energía entre ambos sistemas eléctricos resultante de la programación prevista.
Para resolver este tipo de congestiones identificadas en tiempo real en la interconexión entre Francia y España, por ejemplo, por desvíos de programas de intercambio que soportan otros programas en contra dirección, se aplicará el mecanismo de solución de congestiones descrito en el apartado 8.2 siguiente.
8.2 Mecanismo de solución de congestiones en la interconexión entre Francia y España con posterioridad al establecimiento del programa base de funcionamiento (PBF).
8.2.1 Acción Coordinada de Balance: En las situaciones descritas en los apartados 8.1.1 y 8.1.2, se aplicará el mecanismo de solución de congestiones en la interconexión entre Francia y España posteriores al PBF definido bajo el término «Acción Coordinada de Balance» en el apartado 3.6 de este procedimiento.
Para la aplicación de este mecanismo, el Operador del Sistema español, en colaboración con su homólogo francés, hará uso de los mecanismos de balance existentes en el sistema español, Mercados de Gestión de Desvíos y de Regulación Terciaria, acción que estará coordinada con el correspondiente uso de los mecanismos de balance del sistema francés, realizada por el operador de dicho sistema.
La Acción Coordinada de Balance aplicada mediante estos mecanismos requerirá acciones de igual magnitud y sentido contrario en ambos sistemas, de forma que:
Cuando sea preciso reducir el programa de intercambio de energía previsto en el sentido de España a Francia, la Acción Coordinada de Balance consistirá en un incremento de generación en el sistema francés y un decremento de igual valor en el sistema español.
Cuando sea preciso reducir el programa de intercambio de energía previsto en el sentido de Francia a España, la Acción Coordinada de Balance consistirá en un incremento de generación en el sistema español y un decremento de igual valor en el sistema francés.
La solución de las congestiones identificadas en la interconexión entre Francia y España tras la publicación del PBF permitirá la ejecución efectiva de todos los programas de energía establecidos como resultado de las diferentes modalidades de contratación, sin que ninguno de estos programas deba verse reducido o anulado por causa de la congestión identificada en la interconexión entre Francia y España (salvo en caso de Fuerza Mayor, según se recoge en el apartado 8.3 de este procedimiento).
8.2.2 Criterios de aplicación: Los criterios de aplicación del mecanismo descrito en el apartado 8.2.1 serán los siguientes:
Se aplicará de forma coordinada por los operadores de los sistemas español y francés.
Se aplicará bajo criterios de no discriminación y máxima transparencia.
Se aplicará sólo cuando la congestión no pueda ser aliviada por otros métodos, tales como la adopción de común acuerdo de medidas topológicas.
Las acciones de incremento o disminución de generación en ambos sistemas tendrán la magnitud mínima imprescindible para aliviar la congestión, y se tomarán bajo criterios de mínimo coste y siempre que no pongan en riesgo la seguridad de los sistemas eléctricos.
Se aplicará por el tiempo mínimo imprescindible para aliviar la congestión.
8.3 Actuación en caso de fuerza mayor: En caso de Fuerza Mayor, cuando no sea viable la aplicación del mecanismo descrito en el apartado 8.2 de este procedimiento, no será posible garantizar la ejecución efectiva de los programas de intercambio de energía previamente establecidos como resultado de las diferentes modalidades de contratación, ejecución que llevaría asociado un nivel de intercambio entre sistemas no compatible con el cumplimiento de los criterios de seguridad establecidos en dichos sistemas eléctricos.
En este caso de Fuerza Mayor, los programas de energía previamente establecidos como resultado de las diferentes modalidades de contratación podrán ser reducidos con respecto al valor programado. Dichas reducciones se efectuarán por el valor mínimo necesario para aliviar la congestión en la interconexión, y se aplicarán de forma complementaria con las establecidas para garantizar la cobertura de la demanda en situaciones de alerta y emergencia en el correspondiente sistema eléctrico.
La aplicación de esta situación en caso de Fuerza Mayor deberá ser justificada posteriormente por el Operador del Sistema a la Comisión Nacional de Energía (CNE) y agentes afectados.
8.4 Valoración y distribución de los costes resultantes de la aplicación del mecanismo de solución de congestiones en la interconexión entre Francia y España posteriores al PBF: En el caso de la aplicación de Acciones Coordinadas de Balance, se utilizarán los criterios de liquidación siguientes:
Costes de los desvíos provocados por la programación de la Acción Coordinada de Balance: El operador de cada sistema eléctrico deberá hacer frente a la liquidación de los desvíos que se generen en su correspondiente sistema eléctrico con motivo de la programación de la Acción Coordinada de Balance.
Pago de la energía suministrada a través de la Acción Coordinada de Balance: El operador del sistema eléctrico exportador deberá abonar al operador del sistema eléctrico importador una cantidad igual al resultado de multiplicar el volumen correspondiente a la variación del programa de intercambio (energía suministrada a través de la Acción Coordinada de Balance), por el precio marginal horario del mercado diario del sistema importador.
Los ingresos obtenidos por los operadores del sistema como consecuencia de las subastas explícitas coordinadas de capacidad se destinarán en primer lugar a la compensación de los derechos perdidos en caso de reducción de la capacidad asignada a la que se hace referencia en el apartado 7 de este procedimiento. Los ingresos restantes se distribuirán al 50% entre los dos sistemas interconectados.
Todos los costes derivados de las acciones coordinadas de balance que, en su caso, correspondan al sistema español, calculados conforme a lo establecido en el apartado 8.4 de este procedimiento, se sufragarán con cargo a los ingresos que se deriven para el sistema español de las subastas explícitas coordinadas.
Los ingresos o costes netos resultantes se incorporarán en los costes para el cálculo de las tarifas de acceso y estarán sometidos al proceso establecido en la normativa vigente para la liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.
En las Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la Interconexión Francia-España se detallarán las actuaciones que deberá efectuar el Operador del Sistema, en colaboración con su homólogo francés, en los casos en los que se produzcan fallos o mal funcionamiento de los sistemas informáticos utilizados para la asignación de capacidad.
El objeto de este procedimiento es establecer el proceso de programación diaria de la generación a partir de la casación de ofertas de venta y de adquisición de energía resultante de los mercados diario e intradiario y de las comunicaciones de ejecución de contratos bilaterales con entrega física, de forma que se garantice la cobertura de la demanda y la seguridad del sistema.
a) El programa diario de casación (PBC).
b) El programa diario base de funcionamiento (PBF).
c) El programa diario viable provisional (PVP).
g) Los programas horarios operativos, establecidos en cada hora hasta el final del horizonte de programación (P48).
h) El programa cierre (P48 cierre).
Este procedimiento es de aplicación al Operador del Sistema (OS) y a los Sujetos y Agentes del Mercado (SM y AM, respectivamente).
3.1 Programa diario de casación (PBC): Es el programa de generación y demanda diario, con desglose horario, realizado por el Operador del Mercado (OM) a partir de la casación de las ofertas de venta y de adquisición de energía recibidas de los AM.
3.2 Programa diario base de funcionamiento (PBF): Es el programa de generación y demanda diario, con desglose horario, realizado por el OM a partir del PBC, de los programas individualizados de los contratos bilaterales con entrega física para los que se ha comunicado y confirmado su ejecución, y de las previsiones de entrega de energía de la producción en régimen especial que no presenta ofertas al mercado de producción, comunicadas por los agentes distribuidores encargados de la gestión de dichas entregas de energía.
3.3 Programa diario viable provisional (PVP): Es el programa diario, con desglose horario, que incorpora las modificaciones introducidas en el PBF para la resolución de las restricciones técnicas identificadas por criterios de seguridad y para el reequilibrio posterior generación-demanda.
3.4 Asignación de reserva de regulación secundaria: Proceso de asignación de ofertas de reserva de regulación secundaria realizado por el OS el día D-1 para garantizar la disponibilidad en el día D de la banda de potencia de regulación secundaria a subir y a bajar, necesaria por razones de seguridad del sistema.
3.5 Programa horario final (PHF): Es la programación establecida por el OS con posterioridad a cada una de las sucesivas sesiones del mercado intradiario, a partir de la casación de ofertas de venta y de adquisición de energía formalizadas en dicha sesión para cada periodo de programación, teniendo además en cuenta la retirada de este proceso de casación de aquellas ofertas que den lugar a restricciones técnicas, y de aquellas otras ofertas adicionales necesarias para el posterior reequilibrio de la producción y la demanda, además de los programas de producción y de consumo previamente establecidos.
3.6 Programa horario operativo (P48): Es el programa operativo que el OS establece en cada hora hasta el final del horizonte de programación y que incorpora todas las asignaciones y redespachos de programa aplicados por el OS hasta la publicación del mismo 15 minutos antes del inicio de cada hora del correspondiente horizonte de programación.
3.7 Restricción técnica: Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema conjunto producción-transporte que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad o 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.
3.8 Desvíos generación-consumo: Son los desvíos originados por las diferencias entre la producción real y el programa de generación previsto, por indisponibilidades totales o parciales de grupos generadores, variaciones de la demanda real del sistema y/o de las entregas de la producción de régimen especial respecto a su programa o a la previsión de entregas comunicada, y/o por la existencia de diferencias importantes entre la demanda total prevista en el sistema eléctrico peninsular español y la demanda incorporada en los programas resultantes de las diferentes sesiones del mercado intradiario.
3.9 Programa cierre (P48CIERRE): Es el programa que queda establecido al finalizar el horizonte diario de programación y que contiene los programas resultantes del mercado diario y de las diferentes sesiones del mercado intradiario, así como las modificaciones de los programas asociadas a la participación de las diferentes unidades en los procesos de resolución de restricciones técnicas, servicios complementarios del sistema y gestión de desvíos.
4.1 Publicación información previa al MD: Con una antelación no inferior a una hora respecto al cierre del periodo de presentación de ofertas al mercado diario, el OS pondrá a disposición de todos los SM y del OM, tal y como se indica en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS, la información referente a las previsiones de demanda, capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales y situación de red prevista para el día siguiente.
4.2 Subasta explícita diaria de la capacidad de intercambio en la interconexión Francia-España e Intercambios de información previos al MD relativos a la programación de intercambios en dicha interconexión: Dos días laborables antes del día de suministro, antes de las 16:00, el OS notificará a los sujetos las autorizaciones para la programación, relativas a los derechos físicos de capacidad anuales y mensuales.
Las diferencias entre las autorizaciones para la programación y los resultados de la asignación serán las posibles reducciones de capacidad debidas a la identificación de una situación de congestión en la interconexión.
El día D-1, con anterioridad al cierre del MD, y siguiendo los horarios fijados en el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de congestiones en la interconexión Francia-España y en la Reglas Conjuntas de asignación de Capacidad en la interconexión Francia-España, se llevarán a cabo una serie de procesos sucesivos, en la secuencia indicada a continuación:
El OS recibirá de los sujetos la información referente a las nominaciones de los derechos físicos de capacidad asignados en las subastas explícitas anuales y/o mensuales aplicadas conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos para la asignación de capacidad de intercambio en dicha interconexión, así como sus contrapartes en el sistema eléctrico francés. Para esta comunicación utilizarán el código con el que se haya identificado dicha contraparte ante el operador del sistema eléctrico francés. La falta de nominación de su programa de energía o la no comunicación de su contraparte en el sistema eléctrico francés, por parte de un sujeto del mercado, en los plazos establecidos, se interpretará como una renuncia a los derechos físicos de capacidad previamente asignados. Este proceso será paralelo al proceso de nominaciones ante el operador del sistema eléctrico francés que se realizará en el sistema eléctrico vecino.
Hasta que se produzca la entrada en vigor del artículo primero del Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, el OS recibirá del OM las comunicaciones de contratos bilaterales con entrega física que los sujetos del mercado deseen ejecutar a través de la interconexión Francia- España utilizando los derechos físicos de capacidad asignados en las subastas anuales y/o mensuales aplicadas conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos para la asignación de capacidad de intercambio en dicha interconexión.
Seguidamente, los operadores de los sistemas eléctricos francés y español intercambiarán la información relativa a las nominaciones recibidas en ambos sistemas eléctricos. A partir de los resultados de dichos intercambios de información de nominaciones correspondientes a la utilización de los derechos físicos de capacidad obtenidos en horizontes anual y mensual, los dos OS establecerán conjuntamente los programas de intercambio previstos en la interconexión.
Una vez establecidos estos programas de intercambio, los OS aplicarán la regla «usado o perdido», a las capacidades asignadas en horizonte anual y/o mensual, y que no hayan sido correctamente nominadas. En ese mismo proceso, los dos OS aplicarán la superposición de los programas firmes existentes en contra dirección, maximizando de este modo la utilización de la capacidad de intercambio.
Una vez efectuado el proceso anterior, los operadores de ambos sistemas eléctricos procederán a publicar conjuntamente la información correspondiente a los valores de capacidad que serán ofrecidos, en uno y otro sentido de flujo, en la subasta explícita diaria.
El OS pondrá a disposición del OM las autorizaciones para la programación de contratos bilaterales con entrega física en utilización de los derechos físicos de capacidad asignados en las subastas anuales y/o mensuales, una vez verificada por el OS la disponibilidad de dichos derechos físicos. En caso de que los contratos bilaterales comunicados superen los derechos de capacidad asignados, la autorización para la programación se limitará al valor de estos derechos.
Finalmente, los operadores de ambos sistemas eléctricos procederán a ejecutar la subasta explícita diaria, comunicando a continuación los resultados de la misma a todos y cada uno de los sujetos que han resultado adjudicatarios de capacidad.
El OS pondrá a disposición de los SM las autorizaciones para la programación asociadas a la capacidad obtenida en dicha subasta explícita diaria, indicando la capacidad de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo.
El OS pondrá a disposición del OM las autorizaciones para la programación establecidas tras dicha subasta explícita diaria, indicando la capacidad de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo, al objeto de que esta información sea tenida en cuenta para la aceptación de ofertas al mercado diario y también, mientras así sea aplicable, en el proceso de aceptación de contratos bilaterales que deseen utilizar dicha interconexión en aplicación de los derechos de capacidad obtenidos en dicha subasta explícita diaria.
4.3 Programa diario base de funcionamiento (PBF): El OS recibirá, antes de las 11:00 horas de cada día, el programa diario de casación (PBC) correspondiente al día siguiente y el orden de mérito de las ofertas de venta y de adquisición de energía presentadas a dicho mercado.
El OS recibirá, antes de las 12:00 horas de cada día, el PBF correspondiente a la programación del día siguiente.
Antes de las 12:00 horas, o bien antes de transcurrida una hora desde la publicación del PBF, cuando la comunicación del mismo se realice con posterioridad a las 11:00 horas, el OS recibirá el reparto físico asignado a las diferentes unidades de producción que integran cada unidad de venta de energía, incluidas las unidades correspondientes a la producción en régimen especial participante en el mercado, y a cada uno de los grupos de bombeo que integran cada unidad de adquisición de energía asociada a consumo de bombeo, con objeto de poder analizar el nivel de seguridad del sistema a lo largo de todo el horizonte de programación y detectar las posibles restricciones que pudieran identificarse para la aplicación del PBF.
Antes también de las 12:00 horas de cada día, el OS recibirá, con detalle horario, un desglose de las entregas de energía de producción de régimen especial no participante en el mercado incorporadas en el PBF, conforme a la información facilitada por los agentes distribuidores receptores de dichas entregas, diferenciando las entregas de energía directamente asociadas a la producción eólica de aquellas otras entregas asociadas a producción no eólica (autoproducción y otras).
Los titulares de las unidades de producción hidráulica deberán enviar directamente al OS, antes de las 12:00 horas, o en caso de retraso en la publicación del PBF en el plazo máximo de 1 hora desde su publicación, la información correspondiente a las potencias hidráulicas totales máximas que en caso de que así se les requiera por razones de seguridad del sistema, pueden ser suministradas y mantenidas por cada unidad de gestión hidráulica durante un tiempo máximo de 4 y 12 horas.
4.4 Programa diario viable provisional (PVP): Una vez comunicado por el OM el resultado de la casación del mercado diario, el OS considerará abierto el periodo de recepción de ofertas para el proceso de resolución de restricciones técnicas. Este periodo se mantendrá abierto hasta las 11:30 horas, salvo en el caso de que el PBC se comunique después de las 10:30 horas, caso en el que se cerrará 1 hora después de la comunicación del PBC, garantizándose en cualquier caso un plazo mínimo de 30 minutos tras la comunicación del PBF para la presentación de las ofertas de restricciones técnicas.
El OS, teniendo en cuenta las mejores previsiones de demanda y de producción de origen eólico en el sistema eléctrico peninsular español y la disponibilidad prevista de las instalaciones de red y de las unidades de producción, aplicará un análisis de seguridad sobre el programa base de funcionamiento 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 resolución de las restricciones detectadas, y establecerá además las limitaciones de 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 por el que se establece el proceso de resolución de restricciones técnicas.
En este mismo proceso, el OS introducirá las modificaciones requeridas en el PBF que hayan sido solicitadas, en su caso, 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 resolución de restricciones técnicas.
Una vez resueltas las restricciones técnicas identificadas, el OS procederá a realizar las modificaciones adicionales de programa necesarias para obtener un programa equilibrado en generación y demanda, respetando las limitaciones de programa establecidas por razones de seguridad.
El programa PVP resultante de este proceso será publicado por el OS no más tarde de las 14:00 horas, o bien, antes de transcurridas 2 horas desde la publicación del PBF, cuando la publicación de este último se realice con posterioridad a las 12:00 horas, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS.
Antes de transcurridos 30 minutos desde la publicación del PVP los sujetos del mercado que hayan comunicado la ejecución de contratos bilaterales con entrega física o programado transacciones de mercado en utilización de las autorizaciones para la programación asociadas a la subasta explícita diaria referenciada en el apartado 4.2, deberán nominar al OS los correspondientes programas de energía indicando su contraparte en el sistema eléctrico francés. Para esta comunicación utilizarán el código con el que se haya identificado dicha contraparte ante el operador del sistema eléctrico francés. La falta de nominación del programa de energía o la no nominación de su contraparte en el sistema eléctrico francés, por parte de un sujeto del mercado, en los plazos establecidos, se interpretará como una renuncia a los derechos físicos de capacidad previamente asignados en la subasta explícita diaria de capacidad.
4.5 Subastas explícitas intradiarias de la capacidad de intercambio en la interconexión Francia-España.
4.5.1 Primera Subasta Intradiaria de Capacidad: Una vez publicado el PVP, los operadores de los sistemas eléctricos francés y español intercambiarán, entre otra, la información relativa a los programas de intercambios internacionales en la interconexión entre Francia y España, que hayan sido nominados por los sujetos del mercado utilizando los derechos físicos de capacidad asignados en la subasta explícita diaria aplicada conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos.
Una vez establecidos estos programas de intercambio, los OS aplicarán la regla «usado o perdido» a las capacidades asignadas en horizonte diario y que no hayan sido nominadas. En ese mismo proceso, los dos OS aplicarán la superposición de los programas firmes existentes en contra dirección, maximizando de este modo la utilización de la capacidad de intercambio.
Una vez efectuado el proceso anterior, los operadores de ambos sistemas eléctricos procederán a publicar conjuntamente la información correspondiente a los valores de capacidad no utilizados que serán ofrecidos en uno y otro sentido de flujo en la subasta explícita intradiaria siguiente.
El OS pondrá a disposición de los AM el valor total de las autorizaciones para la programación tras dicha subasta explícita intradiaria, indicando la capacidad de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo.
El OS pondrá a disposición del OM las autorizaciones para la programación establecidas tras dicha subasta explícita intradiaria, indicando la capacidad total de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo, al objeto de que esta información sea tenida en el proceso de aceptación de ofertas en las siguientes sesiones del mercado intradiario.
4.5.2 Segunda Subasta Intradiaria de Capacidad: Una vez publicado el PHF correspondiente a la 5.ª sesión del Mercado Intradiario, los operadores de los sistemas eléctricos francés y español intercambiarán, entre otra, la información relativa a los programas de intercambios internacionales en la interconexión entre Francia y España, que hayan sido nominados en los plazos establecidos por los sujetos del mercado utilizando los derechos físicos de capacidad asignados en la subasta explícita intradiaria anterior aplicada conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos.
El OS pondrá a disposición de los AM el valor total de las autorizaciones para la programación como resultado de dicha subasta explícita intradiaria, indicando la capacidad de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo.
El OS pondrá a disposición del OM las autorizaciones para la programación establecidas tras dicha subasta explícita intradiaria, indicando la capacidad total de intercambio autorizada a cada sujeto en cada sentido de flujo, al objeto de que esta información sea tenida en el proceso de aceptación de ofertas en las siguientes sesiones del mercado intradiario.
4.5.3 Fase transitoria inicial para la utilización de la capacidad de intercambio en horizonte intradiario: Transitoriamente, en la fase inicial tras la implantación del nuevo sistema coordinado de subastas explícitas, y hasta disponer de los desarrollos técnicos necesarios, la capacidad de intercambio no utilizada o liberada por aplicación de superposición de los programas firmes existentes en contradirección, se utilizará a través de la programación por parte del OM de intercambios internacionales en las sucesivas sesiones del mercado intradiario español.
4.6 Requerimientos de reserva de regulación secundaria: Cada día, el OS establecerá los requerimientos de reserva de regulación secundaria para cada uno de los periodos horarios 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 secundaria necesaria para cada periodo de programación del día siguiente, serán publicados por el OS, antes de las 14:00 horas de cada día.
4.7 Asignación de reserva de regulación secundaria: Una vez publicados los requerimientos de reserva de regulación secundaria, el OS abrirá el proceso de recepción de ofertas para la prestación del servicio complementario de regulación secundaria, proceso que se cerrará a las 15:30 horas, salvo otra indicación del OS que será comunicada previamente a todos los SM habilitados para la prestación de este servicio.
Con las ofertas de reserva de regulación secundaria recibidas, el OS asignará la prestación del servicio complementario de regulación secundaria con criterios de mínimo coste, siguiendo el proceso descrito en el procedimiento de operación por el que se establece la prestación del servicio complementario de regulación secundaria.
No más tarde de las 16:00 horas, el OS publicará, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS, la asignación de reserva de regulación secundaria para todos y cada uno de los periodos de programación del día siguiente.
4.8 Requerimientos de reserva de regulación terciaria: Cada día, el OS establecerá los requerimientos de reserva de regulación terciaria para cada uno de los periodos horarios 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 de cada día.
4.9 Ofertas de regulación terciaria: Antes de las 22:00 horas de cada día, los SM deberán presentar ofertas de toda la 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 complementario de regulación terciaria. Estas ofertas deberán ser actualizadas de forma continua por los SM, siempre que se produzcan modificaciones en la programación o disponibilidad de sus unidades de producción, siendo obligatoria la oferta de toda la regulación terciaria disponible en cada unidad.
Antes del cierre del periodo de recepción de ofertas de cada sesión del MI, el OS pondrá a disposición del OM la información relativa a las autorizaciones para la programación asociadas a la capacidad total de intercambio autorizada para cada sujeto en cada sentido de flujo, establecida tras la última subasta explícita intradiaria de capacidad que se haya celebrado con anterioridad a dicha sesión del mercado intradiario, al objeto de que esta información sea tenida en cuenta en el proceso de aceptación de ofertas a dicha sesión del MI.
A lo largo del horizonte de programación, el OS recibirá del OM los programas resultantes de la casación de las ofertas de venta y de adquisición de energía formalizadas en cada una de las sucesivas sesiones del MI.
El OS, teniendo en cuenta los programas resultantes de esta casación de ofertas en cada sesión del MI, realizará un análisis de seguridad para identificar las posibles restricciones técnicas y, en su caso, resolverá dichas restricciones seleccionando la retirada de este proceso de casación de aquellas ofertas que den lugar a dichas restricciones técnicas, así como de aquellas otras ofertas adicionales necesarias para el posterior reequilibrio de la producción y la demanda.
Tras la incorporación, en su caso, de estas modificaciones, el OS procederá a publicar el programa horario final (PHF) con una antelación no inferior a 15 minutos respecto al inicio del horizonte de aplicación de la correspondiente sesión del MI de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS.
En aquellos casos en los que, por algún retraso u otro condicionante operativo, no sea posible la publicación del correspondiente PHF antes del inicio del horizonte de aplicación de una sesión del MI, el OS procederá a suspender la aplicación del PHF en dicha hora, comunicando este hecho a los AM y al OM, a los efectos oportunos.
Una vez publicado el PHF los sujetos del mercado que hayan comunicado la ejecución de transacciones de mercado utilizando las autorizaciones para la programación como resultado de una subasta explícita anterior, deberán nominar al OS los correspondientes programas de energía para el horizonte de programación correspondiente, indicando su contraparte en el sistema eléctrico francés. Para esta comunicación utilizarán el código con el que se haya identificado dicha contraparte ante el OS del sistema eléctrico francés.
En la fase transitoria inicial indicada en el apartado 4.5.3, los Sujetos del Mercado que establezcan transacciones en las diferentes sesiones del mercado intradiario de producción español, mediante la utilización de la capacidad de la interconexión Francia-España disponible y no asignada, deberán nominar al OS los programas de intercambio de energía para el correspondiente horizonte de programación, indicando su contraparte en el sistema eléctrico francés. Para esta comunicación los sujetos deberán utilizar el código con el que hayan identificado dicha contraparte ante el operador del sistema eléctrico francés.
A la hora de establecer, los valores finales de los programas de intercambio por sujeto 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, sólo serán tendidos en consideración aquellos programas de energía que hayan sido correctamente nominados, y con respeto de los plazos establecidos
Con posterioridad a cada sesión del MI, el OS intercambiará la información recibida en las nominaciones de programas de energía de los SM, con los operadores de los sistemas eléctricos vecinos al objeto de establecer de forma conjunta los valores finales de los programas a los que se refiere el párrafo anterior.
Los desvíos entre generación y consumo sobrevenidos por indisponibilidades del equipo generador y/o por modificaciones en la previsión de la demanda y/o de las entregas de producción de régimen especial respecto a su programa o previsión, y/o por diferencias importantes entre la demanda prevista y la contemplada en los programas resultantes del mercado, podrán ser resueltos mediante la aplicación del mecanismo de gestión de desvíos, siempre y cuando se cumplan las condiciones de aplicación de este mecanismo fijadas en el procedimiento de operación por el que se establece el proceso de solución de los desvíos generación-consumo.
8.1 Programas horarios operativos (P48): Los P48 son los programas horarios que resultan tras la incorporación de todas las asignaciones efectuadas en firme hasta el momento de la publicación de estos programas.
Cada uno de los P48 se publicará, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS, con una antelación no inferior a 15 minutos respecto al cambio de hora.
8.2 Actuaciones inmediatas ante desequilibrios en tiempo real: En el momento en que aparezca una incidencia con desequilibrio entre la generación y el consumo, 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.
Si la reserva secundaria se redujera por debajo de los niveles deseables por razones de seguridad, el OS requerirá la utilización de reserva de regulación terciaria para regenerar la reserva secundaria, aplicando para ello el procedimiento de operación por el que se establece la prestación del servicio complementario de regulación terciaria.
8.3 Modificaciones de los P48: La modificación de un P48 respecto del anterior podrá venir motivada por:
b) Indisponibilidades sobrevenidas de las unidades físicas de producción en el período que media entre la publicación de dos P48 consecutivos.
e) Comunicación fehaciente del agente titular de una unidad de producción, o de una unidad de consumo de bombeo, de la existencia de desvíos sobre programa por imposibilidad técnica de cumplir el programa, vertidos ciertos, etc.
f) Comunicación fehaciente del operador de un sistema eléctrico vecino de la no conformidad total o parcial del programa de intercambio de energía que tiene previsto ejecutar un sujeto del mercado
8.4 Resolución de restricciones detectadas en tiempo real: La modificación de la programación para la resolución de las restricciones identificadas en tiempo real se efectuará conforme al procedimiento de operación por el que se establece el proceso de resolución de restricciones técnicas.
Una vez finalizado el horizonte diario de programación, el OS pondrá a disposición de los sujetos titulares de unidades de programación el programa cierre, P48CIERRE correspondiente a los programas finales de producción y consumo resultantes de los diferentes mercados y de la participación en los servicios del sistema.
Todos los intercambios de información entre el OS y el OM y los SM realizados en el marco del proceso de programación de la generación, serán efectuados utilizando los medios y la estructura prevista en las versiones vigentes del procedimiento establecido para los intercambios de información del OS con los SM y el procedimiento conjunto acordado entre el OS y el OM, de acuerdo con lo recogido en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS.
Información previa al MD: < 9:00 horas.
Publicación PBC: < 11:00 horas.
Presentación de ofertas para el proceso de resolución de restricciones técnicas: ≥ 11:30 horas.
Publicación PBF: < 12:00 horas.
Publicación PVP: < 14:00 horas.
Requerimientos de reserva de regulación secundaria: < 14:00 horas.
Presentación de ofertas de regulación secundaria: < 15:30 horas.
Asignación de reserva de regulación secundaria: < 16:00 horas.
Requerimientos de reserva de regulación terciaria: < 21:00 horas.
Presentación de ofertas de regulación terciaria: < 22:00 horas.
Nota: Todos estos horarios corresponden al día D-1 (día inmediatamente anterior al de operación). En caso de que se produzcan retrasos en alguna publicación se modificarán los horarios posteriores según se describe en el texto del Procedimiento de Operación.
Apertura de sesión 16:00 21:00 1:00 4:00 8:00 12:00
Cierre de sesión 17:45 21:45 1:45 4:45 8:45 12:45
Casación 18:30 22:30 2:30 5:30 9:30 13:30
Recepción de desgloses 18:45 22:45 2:45 5:45 9:45 13:45
Análisis de restricciones 19:10 23:10 3:10 6:10 10:10 14:10
Recuadre por restricciones. Publicación PHF 19:20 23:20 3:20 6:20 10:20 14:20
Horizonte de programación 28 horas 24 horas 20 horas 17 horas 13 horas 9 horas
(Periodos horarios) (21-24) (1-24) (5-24) (8-24) (12-24) (16-24)
1.ª Subasta Intradiaria
2.ª Subasta Intradiaria
Límite para la nominación a los OS de la capacidad previamente adquirida 7:45 15:30 10:25
Intercambio de nominaciones entre OS 7:50-8:05 15:35-15:40 10:35-10:40
Apertura recepción ofertas 8:45 16:15 11:15
Cierre recepción ofertas 9:15 16:45 11:45
Comunicación resultados a los AM 9:30 17:00 12:00
Autorización para la programación 9:30 17:15 12:15

References: Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Real Decreto 
 artículo 31
 Real Decreto 
 Resolución 
 Real Decreto 
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