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Timestamp: 2019-12-06 10:58:19+00:00

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P.O. 3.1: PROGRAMACIÓN DE LA GENERACIÓN .
El programa diario base de funcionamiento (PDBF).
El programa diario viable provisional (PDVP).
La asignación de reserva de regulación secundaria.
Los programas horarios finales posteriores a las sucesivas sesiones del mercado intradiario (PHF).
La aplicación, en su caso, del proceso de gestión de desvíos.
Los programas horarios operativos establecidos en cada hora hasta el final del horizonte de programación (P48).
El programa cierre (P48CIERRE).
Sujetos del Mercado (SM).
3. Programas de energía, horarios, períodos de programación y días inhábiles.
Todos los horarios y los periodos de programación (intervalos temporales semiabiertos definidos por su hora de inicio y su hora fin) establecidos en este procedimiento de operación están referidos a la Hora Central Europea o CET (Central European Time).
4.1 Programa diario base de funcionamiento (PDBF)
Es el programa de energía diario, con desglose por periodos de programación, de las diferentes unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español. Este programa es establecido por el OS a partir del programa resultante de la casación del mercado diario comunicado por el OM, y la información de ejecución de contratos bilaterales con entrega física comunicada de acuerdo a lo establecido en el presente procedimiento de operación.
4.2 Programa diario viable provisional (PDVP)
Es el programa diario de unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español, con desglose por periodos de programación, que incorpora las modificaciones introducidas en el PDBF para la resolución de las restricciones técnicas identificadas en aplicación de los criterios de seguridad y para el reequilibrio posterior generación-demanda.
4.3 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 reserva de regulación secundaria a subir y a bajar, necesaria por razones de seguridad del sistema.
4.4 Programa horario final (PHF)
Es la programación establecida por el OS con posterioridad a cada una de las sucesivas sesiones del mercado intradiario de unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español, como resultado de la agregación de todas las transacciones firmes formalizadas para cada periodo de programación como consecuencia del programa diario viable y de la casación de ofertas en el mercado intradiario una vez resueltas, en su caso, las restricciones técnicas identificadas y efectuado el reequilibrio posterior.
4.5 Programa horario operativo (P48)
Es el programa operativo de unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español que el OS establece en cada periodo de programación hasta el final del horizonte diario de programación. El programa horario operativo incorporará todas las asignaciones y redespachos de programa aplicados por el OS hasta su publicación, 15 minutos antes del inicio de cada hora.
4.6 Restricción técnica.
4.7 Desvíos generación-consumo.
Son los desvíos originados por las diferencias entre la producción real y la generación prevista, variaciones de la demanda del sistema y/o modificaciones obligadas de los programas de producción, así como por la existencia de diferencias importantes entre la demanda prevista en el sistema eléctrico peninsular español y la demanda programada tras los resultados de las diferentes sesiones del mercado intradiario.
4.8 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 los procesos de resolución de restricciones técnicas y a la participación de las diferentes unidades en, los servicios de regulación frecuencia-potencia del sistema y en el proceso de gestión de desvíos generación-consumo.
4.9 Nominación de programas correspondientes a la ejecución de contratos bilaterales con entrega física.
Nominación indirecta: Uno de los SM que forman parte del contrato bilateral con entrega física es el responsable, previa la correspondiente autorización del SM que actúa de contraparte, de efectuar la nominación del programa de energía de todas y cada una de las unidades de programación con las que ambos SM tienen previsto ejecutar dicho contrato bilateral. El SM responsable de realizar la nominación se denominará Sujeto Nominador. La autorización al Sujeto Nominador, para ser efectiva, deberá ser comunicada al OS. El OS informará al Sujeto Nominador de la fecha a partir de la cual su autorización para nominar es efectiva. Un vez autorizado un sujeto nominador para un contrato bilateral con entrega física, éste sólo podrá ser objeto de nominación indirecta.
El sistema de nominación indirecta aplicará, entre otros casos, para la nominación de los contratos bilaterales con entrega física derivados del ejercicio de las opciones adjudicadas en las Subastas de Emisiones Primarias de Energía (SEP), cuando sea determinado por Resolución Ministerial que el ejercicio de las opciones sea por entrega física. En este caso, a efectos de la nominación indirecta de los programas de energía, se considera que la Entidad Agregadora de las Subastas de Emisiones Primarias (EASEP) forma parte de los contratos bilaterales con entrega física (CBEP) conforme a los acuerdos que se establezcan entre esta entidad y los SM autorizados para participar en las Subastas de Emisiones Primarias.
Asimismo, el sistema de nominación indirecta podrá ser también utilizado para el resto de contratos bilaterales con entrega física, siempre que el SM cumpla además todos los requisitos previos de comunicación de autorizaciones establecidos a estos efectos.
En el caso de los contratos bilaterales internacionales fuera del ámbito del Mercado Ibérico, la nominación indirecta podrá realizarla únicamente el SM titular (o el representante) de la UP localizada en el lado español de la correspondiente interconexión.
La nominación de los contratos bilaterales en el ámbito del Mercado Ibérico entre una UPG localizada en el sistema eléctrico portugués y una UPG localizada en el sistema eléctrico español, se realizará únicamente mediante el sistema de nominación indirecta y en uso de los derechos físicos de capacidad que el SM que realiza la nominación tenga asignados.
5.2 Establecimiento de los contratos bilaterales para la nominación del ejercicio de las opciones adjudicadas en las subastas de emisiones primarias de energía:
Mensualmente, con una antelación no inferior a tres días hábiles respecto al primer día de cada mes, la entidad con función de agregador en las subastas de emisiones primarias de energía (EASEP) comunicará al OS:
La relación de los SM tenedores de opciones de compra de emisiones primarias, derivadas de la adjudicación en dichas subastas y de las posibles transferencias bilaterales de dichas opciones, utilizándose para esta identificación los correspondientes códigos Energy Identificación Code (EIC)
El valor de potencia máxima asociado a cada pareja SM comprador SM vendedor, y el período de validez de esta información.
5.3 Nominación de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energía de las subastas de emisiones primarias.
El OS verificará que los CBEP asociados al ejercicio de opciones de compra de energía primaria son nominados para cada período de programación por un valor no superior a la potencia máxima del correspondiente CBEP en dicho periodo. En caso contrario, la nominación de este contrato bilateral será considerada no válida y será rechazada. Tras esta verificación, el OS pondrá a disposición de los SM vendedores y compradores el resultado de las nominaciones válidas de los CBEP, realizadas por la EASEP y correspondientes al ejercicio de las opciones de compra de energía por parte de los sujetos tenedores de dichas opciones.
5.4 Integración de los contratos bilaterales firmados por empresas distribuidoras o comercializadoras de último recurso en el marco de las subastas CESUR, para el suministro a tarifa o suministro de último recurso en el territorio peninsular.
5.5 Nominación de los contratos bilaterales firmados por empresas distribuidoras o comercializadoras de último recurso derivados de las subastas CESUR (CBCESUR)
Tras la realización de cada subasta, una vez que ésta ha sido aprobada por la CNE, y con una antelación no inferior a seis días hábiles respecto al primer día de entrega de la energía asignada en la subasta, las empresas distribuidoras o comercializadoras de último recurso participantes en las subastas CESUR o, cuando corresponda, la entidad gestora de la subasta de contratos bilaterales CESUR (EGSED), comunicarán al OS:
La relación de los SM a los que se les ha adjudicado en dicha subasta la venta de energía para el suministro mediante contratación bilateral a los distribuidores o comercializadores de último recurso, utilizándose para esta identificación los correspondientes códigos Energy Identificación Code (EIC)
El valor de energía horaria asociado a cada pareja SM vendedor-distribuidor o SM vendedor-comercializador de último recurso en cada período de programación del período de entrega de energía cubierto por dicha subasta (en caso de que sólo sea subastado el producto de tipo carga base, se comunicará un único valor de energía horaria asociado a cada pareja SM vendedor-distribuidor o SM vendedor-comercializador de último recurso para todo el periodo de entrega de energía cubierto por dicha subasta).
El OS pondrá a disposición de los SM afectos a los CBCESUR (y/o de la entidad que, en su caso, actúe en nombre del SM distribuidor o comercializador de último recurso como responsable de la gestión de la facturación y la liquidación de las garantías asociadas a estos contratos), con respeto de los criterios de confidencialidad establecidos y con carácter provisional, tanto la información estructural de los CBCESUR, como el valor de energía horaria, para cada período horario de programación cubierto por dicha subasta, (en caso de que sólo sea subastado el producto de tipo carga base, se comunicará un único valor de energía horaria asociado a cada pareja SM vendedor-distribuidor o SM vendedor-comercializador de último recurso para cada uno de los períodos de entrega de energía cubiertos por dicha subasta).
Para que el OS pueda poner esta información a disposición de las entidades que, en su caso, actúen en nombre de los SM distribuidores o comercializadores de último recurso como responsables de la gestión de la facturación y la liquidación de las garantías asociadas a estos contratos, los SM distribuidores o comercializadores de último recurso deberán haber comunicado previamente al OS la existencia de los correspondientes acuerdos que se establezcan entre ellos y estas entidades.
Los CBCESUR tendrán un valor de potencia máxima igual al valor máximo comunicado por la empresa distribuidora o comercializadora de último recurso o cuando corresponda por la entidad gestora de la subasta de contratos bilaterales CESUR (EGSED) al OS para cada pareja distribuidor-SM vendedor o comercializador de último recurso-SM vendedor y tendrán validez durante el período comunicado por la empresa distribuidora o comercializadora de último recurso o cuando corresponda por la entidad gestora de la subasta de contratos bilaterales CESUR (EGSED), pudiendo estos contratos ser prorrogados, o bien ser modificados en su potencia máxima por efecto de las sucesivas comunicaciones de la empresa distribuidora o comercializadora de último recurso o cuando corresponda de la entidad gestora de la subasta de contratos bilaterales CESUR (EGSED), manteniéndose sin variación el número de ejecución del contrato.
Estos CBCESUR utilizarán Unidades de Programación Genéricas (UPGCESUR) para el SM vendedor, unidades que habrán sido dadas de alta previamente, a tales efectos, en el sistema de información del operador del sistema. El alta de estas UPGCESUR deberá ser solicitada al OS por los SM de acuerdo con lo establecido a este respecto en los procedimientos de operación, y será comunicada al OM mediante los medios y plazos establecidos.
El OS validará que la información recibida de la empresa distribuidora o comercializadora de último recurso o cuando corresponda de la entidad gestora de la subasta de contratos bilaterales CESUR (EGSED) se refiere a SM que disponen de la correspondiente UPGCESUR para el periodo de validez al que se refiere la comunicación. En caso contrario, la comunicación enviada por la empresa distribuidora o comercializadora de último recurso o cuando corresponda por la entidad gestora de la subasta de contratos bilaterales CESUR (EGSED) será rechazada.
En caso de identificar alguna modificación en relación con la información correspondiente a los CBCESUR, bien derivada de la cancelación de CBCESUR, o bien asociada a la ejecución de transferencias bilaterales de CBCESUR, en el caso de que la normativa vigente contemple su existencia, los SM afectos al CBCESUR (o la entidad que, en su caso, actúe en nombre del SM distribuidor o comercializador de último recurso como responsable de la gestión de la facturación y la liquidación de las garantías asociadas a estos contratos) deberá comunicarla al OS con una antelación no inferior a tres días hábiles respecto al primer día de entrega de la energía del período al que se refiere dicha modificación.
Una vez finalizado el plazo de validación de esta información, y resueltas, en su caso, las posibles discrepancias, el OS pondrá a disposición de los SM, con respeto de los criterios de confidencialidad establecidos y con carácter definitivo, tanto la información estructural de los CBCESUR válidos, como el valor de energía horaria para cada periodo horario de programación del período cubierto por dicha subasta (en caso de que sólo sea subastado el producto de tipo carga base, se comunicará un único valor de energía horaria asociado a cada pareja SM vendedor-distribuidor o SM vendedor-comercializador de último recurso para todo el periodo de entrega de energía cubierto por dicha subasta).
Esta información será considerada por el OS como la nominación de programas de los contratos bilaterales derivados de las subastas a plazo para la contratación bilateral de las Empresas Distribuidoras o Comercializadoras de Último Recurso (CBCESUR) realizada por las empresas distribuidoras o comercializadoras de último recurso (o por la entidad que, en su caso, actúe en nombre del SM Distribuidor o Comercializador como responsable de la gestión de la facturación y la liquidación de las garantías asociadas a estos contratos) y por los SM vendedores participantes en estas subastas para cada periodo de programación del periodo cubierto por la correspondiente subasta.
En caso de que, tras la realización de la nominación definitiva de CBCESUR, el SM distribuidor o comercializador de último recurso (o la entidad que, en su caso, actúe en nombre del SM distribuidor o comercializador de último recurso como responsable de la gestión de la facturación y la liquidación de las garantías asociadas a estos contratos) comunique al OS la cancelación de un contrato CBCESUR con un SM, el OS, en un plazo máximo de 3 días hábiles, dará de baja el correspondiente CBCESUR. Esta cancelación afectará al periodo restante de vigencia del CBCESUR.
En caso de que el OS, según lo indicado en los procedimientos de operación, suspenda la participación en el mercado de un SM, se aplicará lo establecido en el procedimiento de operación correspondiente respecto a la suspensión del SM en el mercado, comunicándose además, esta suspensión, al OM y, en su caso, a las entidades facultadas para la nominación de contratos bilaterales. Durante el periodo de suspensión se impedirá realizar la nominación diaria de contratos bilaterales que en su caso estuvieran vigentes. Cuando finalice la suspensión del SM, este hecho será nuevamente comunicado por el OS a las entidades anteriormente mencionadas.
5.6 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 hábiles antes del día de suministro, antes de las 16:00 h, el OS notificará a los sujetos las autorizaciones para la programación, relativas a los derechos físicos de capacidad anuales y mensuales.
Antes de las 7:45 h del día D-1, el OS recibirá de los sujetos las notificaciones de uso de los derechos físicos de capacidad adjudicados en las subastas explícitas anuales y/o mensuales realizadas conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos para la asignación de capacidad de intercambio en dicha interconexión.
La falta de notificación de uso de la capacidad adjudicada 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 notificación de uso ante el operador del sistema eléctrico francés que se realizará en el sistema eléctrico vecino.
Seguidamente, los operadores de los sistemas eléctricos francés y español intercambiarán la información relativa a las notificaciones de uso recibidas en ambos sistemas eléctricos. A partir de los resultados de dichos intercambios de información relativos a la utilización de los derechos físicos de capacidad obtenidos en horizontes anual y mensual, 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.
Se considerará como notificación de uso la comunicación por el SM que dispone de los derechos físicos de capacidad de la ejecución de uno o más contratos bilaterales entre la Unidad de Programación de venta de energía para importación (o la Unidad de Programación de compra de energía para exportación) y Unidades de Programación Genéricas o Unidades de Programación física.
Una vez intercambiadas las notificaciones de uso de las capacidades asignadas en horizontes anual y mensual, los OS aplicarán la regla usado o perdido , a las capacidades asignadas en horizonte anual y/o mensual, cuyo uso no ha sido correctamente notificado. En ese mismo proceso, los dos OS aplicarán el principio de superposición de transacciones firmes en contra dirección, maximizando de este modo la utilización de la capacidad de intercambio.
Tras la subasta explícita diaria, el OS pondrá a disposición del OM el valor de capacidad total de intercambio asignada en la subasta explícita diaria 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.
5.7 Transferencia del programa de las Unidades de programación Genéricas en el PDBF.
El saldo neto de todas las transacciones asociadas a las unidades de programación genéricas (UPG/UPGCESUR) de un SM en el PDBF deberá ser nulo.
Al objeto de anular el saldo de las transacciones de programa de las unidades de programación genéricas en el PDBF los SM vendedores podrán establecer, con respeto de la obligación establecida en la Disposición Transitoria segunda de la Orden ITC/400/2007, los siguientes tipos de transacciones:
Para realizar la transferencia del programa de energía de las UPG/UPGCESUR mediante contratación bilateral, el SM deberá tener dados de alta y en vigor los contratos bilaterales que sean necesarios, tanto entre dos unidades de programación genéricas, como entre cada UPG/UPGCESUR y las correspondientes Unidades de Programación física. Estos contratos bilaterales para la transferencia de programa desde las unidades de programación genéricas a las unidades de programación física podrán ser nacionales y/o internacionales y deberán ser nominados por los SM de acuerdo a las reglas y plazos de nominación establecidos en este procedimiento de operación.
5.8 Publicación de 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 Sujetos del Mercado (SM) y del Operador del Mercado (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, la situación de red prevista para el día siguiente, y para aquellas fronteras en las cuales no existe un mecanismo coordinado de gestión de la capacidad la previsión de capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales (NTC).
5.9 Programa diario base de funcionamiento (PDBF) El OS establece el programa diario base de funcionamiento (PDBF) a partir de:
5.10 Nominaciones de contratos bilaterales con entrega física antes del mercado diario.
Con una antelación no inferior a seis días hábiles respecto al primer día de entrega de la energía asignada en cada subasta CESUR para el suministro mediante contratación bilateral a distribuidores o comercializadores de último recurso:
El OS recibirá de las empresa distribuidoras o comercializadora de último recursos o cuando corresponda de la EGSED la información correspondiente de los programas de los CBCESUR, contratos bilaterales con entrega física establecidos entre la Unidad de Programación Genérica (UPGCESUR) de cada SM vendedor y la Unidad de Programación de adquisición de energía de cada distribuidor o comercializador de último recurso. Estos programas, una vez validados por el Operador del Sistema, y transcurridos los plazos de presentación de posibles discrepancias por los correspondientes SM establecidos en este mismo procedimiento, devendrán en una nominación firme de programas.
Con una antelación no inferior a las 20:30 horas del día D-2:
Antes de las 7:45 horas del día D-1:
El OS recibirá de los sujetos las notificaciones de uso de los derechos físicos de capacidad asignados en las subastas explícitas anuales y/o mensuales en la interconexión Francia-España realizadas conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos. Para ello, el SM comunicará la ejecución de contratos bilaterales entre Unidades de Programación Físicas o Genéricas y la Unidad de Programación de compra o venta internacional de su titularidad autorizada para el SM en la interconexión Francia-España.
La información correspondiente a las nominaciones de contratos bilaterales con entrega física de tipo CBEP y CBCESUR, con respeto de los criterios de confidencialidad establecidos en cada caso.
En caso de anomalías en la nominación, la EASEP podrá enviar al OS nuevas nominaciones de los contratos bilaterales de tipo CBEP. La hora limite para la recepción en el OS de nominaciones de los contratos bilaterales CBEP son las 9:30 horas del día D-1.
Contratos bilaterales internacionales con entrega física en interconexiones en las que no existe un procedimiento coordinado de asignación de capacidad.
Contratos bilaterales internacionales con entrega física comunicados con anterioridad al mercado diario en uso de los derechos físicos de capacidad adjudicados en la subasta diaria en la interconexión Francia-España. El SM podrá comunicar estos contratos bilaterales internacionales mediante la utilización de unidades de programación físicas (UP) o de Unidades de Programación Genéricas de tipo UPG.
Las notificaciones de uso de los derechos físicos de capacidad asignados en las subastas explícitas en la interconexión Portugal-España realizadas conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos, una vez que estas subastas hayan entrado en funcionamiento.
5.11 Comunicación al OM de la información relativa a los contratos bilaterales nominados antes del mercado diario.
Antes de las 09:45 horas, el OS portugués, en nombre de ambos OS, pondrá a disposición del OM la siguiente información relativa a la nominación de contratos bilaterales con entrega física:
Contratos bilaterales con entrega física en la interconexión Portugal-España derivados del uso de los derechos físicos de capacidad adquiridos en las subastas explícitas coordinadas entre ambos OS.
Asimismo, antes de las 09:45 horas, el OS pondrá a disposición del OM la siguiente información relativa a la nominación de contratos bilaterales con entrega física:
La información correspondiente a las nominaciones de contratos bilaterales con entrega física de tipo CBEP y CBCESUR.
Contratos bilaterales con entrega física en la interconexión Francia-España derivadas del uso de los derechos físicos de capacidad adquiridos en las subastas anuales y/o mensuales.
Contratos bilaterales internacionales con entrega física en la interconexión Francia-España derivados del uso de los derechos físicos de capacidad adquiridos en la subasta diaria que hayan comunicado dicho contrato bilateral al OS con anterioridad al mercado diario.
La información relativa a la ejecución de contratos bilaterales nacionales con entrega física que hayan elegido la opción de nominación firme previa al mercado diario.
5.12 Comunicación al OS del resultado de la casación por el OM.
Antes de las 11:00 horas de cada día, el OS recibirá del OM la información referente al resultado de la casación de ofertas en el mercado diario de producción correspondientes a unidades de oferta del sistema eléctrico español, con los programas de energía contratados 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 venta y de adquisición 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 los sistemas eléctricos portugués y español para cada período de programación.
5.13 Recepción de nominaciones tras el MD.
Antes de las 11:00 horas, o bien antes de transcurridos 30 minutos tras la publicación de la información correspondiente a los resultados de la contratación en el mercado diario correspondientes a unidades de oferta del sistema eléctrico peninsular español, en aquellas ocasiones en los que ésta se realice con posterioridad a las 10:30 horas, el OS recibirá:
Contratos bilaterales con entrega física nacionales que no hayan elegido la opción de nominación firme previa al mercado diario. Estos contratos bilaterales podrán formalizarse entre dos UP, dos UPG, dos UPGCESURo cualquier combinación de éstas. Dentro de este grupo se incluirán, entre otros, los contratos bilaterales con entrega física nacionales entre empresas comercializadoras.
Nominaciones de los programas contratados en el mercado diario mediante unidades de oferta (UO) que tienen asociadas dos ó más unidades de programación (UP):
5.14 Comunicación de desagregaciones de UP y de potencias hidráulicas máximas por UGH.
Antes de las 11:00 horas del día D-1, o bien antes de transcurridos 30 minutos tras la publicación de la información correspondiente a los resultados de la contratación en el mercado diario:
5.15 Elaboración y publicación del programa PDBF.
Si como resultado de esta verificación fuese detectada alguna disparidad, entre las nominaciones enviadas por los sujetos titulares de 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:
Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a su valor de potencia máxima.
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.
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.
Antes de las 12:00 horas de cada día, el OS pondrá a disposición de todos los sujetos del mercado, y del OM, el programa diario base de funcionamiento (PDBF) de las unidades de programación del sistema eléctrico español correspondiente a la programación del día siguiente.
5.16 Programa diario viable provisional (PDVP) Una vez publicado el PDBF, el OS considerará abierto el periodo de recepción de ofertas para el proceso de resolución de restricciones técnicas. Este periodo de recepción de ofertas se mantendrá abierto durante 30 minutos.
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 diario base de funcionamiento (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 resolución 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 por el que se establece el proceso de resolución de restricciones técnicas.
5.17 Subastas explícitas intradiarias de la capacidad de intercambio en la interconexión Francia-España.
5.18 Primera Subasta Intradiaria de Capacidad.
Una vez publicado el PDVP, 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.
5.19 Segunda Subasta Intradiaria de Capacidad.
Una vez establecidos estos programas de intercambio, los OS aplicarán la regla usado o perdido a las capacidades asignadas en horizonte intradiario 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.
El OS pondrá a disposición del OM las autorizaciones para la programación establecidas tras esta segunda 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 cuenta en el proceso de aceptación de ofertas en la sexta sesión del mercado intradiario.
5.20 Requerimientos de reserva de regulación secundaria.
5.21 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 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 titulares de zonas de regulación habilitadas para la prestación de este servicio.
5.22 Requerimientos de reserva de regulación terciaria.
5.23 Ofertas de regulación terciaria.
6. Mercado intradiario (MI).
En el horario establecido en el Anexo I, 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 subasta explícita intradiaria de capacidad en la interconexión Francia-España aplicable a dicha sesión del MI, al objeto de que dicha información sea tenida en cuenta en el proceso de aceptación de ofertas a dicha sesión del MI.
Nominaciones de programas por unidad de programación (UP), en aquellos casos en los que en una misma unidad de oferta (UO) estén integradas dos o más unidades de programación.
La unidad de oferta vende energía en el MI:
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 de cada unidad de programación y así hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada.
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.
La unidad de oferta recompra energía en el MI:
Se ordenarán las unidades de programación en orden decreciente atendiendo a su valor de energía programada.
Respetando la ordenación del punto 1 se irán reduciendo la energía de las unidades de programación hasta un valor igual a cero o hasta asignar el total del programa de la unidad de oferta asociada casado en la correspondiente sesión del MI.
7. Intercambios de información posteriores al mercado intradiario para la programación de los intercambios internacionales.
8. Gestión de desvíos.
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.
9.1 Programas horarios operativos (P48)
9.2 Actuaciones inmediatas ante desequilibrios en tiempo real.
9.3 Modificaciones de los P48.
Modificaciones de los programas de venta y de adquisición de energía efectuadas en las sesiones del MI, o por aplicación del procedimiento de gestión de desvíos, o por asignación de ofertas de regulación terciaria.
Indisponibilidades sobrevenidas de las unidades físicas de producción en el período que media entre la comunicación de dos P48 consecutivos.
Previsiones de la evolución de la demanda y/o la producción de origen eólico hasta la siguiente sesión del MI, realizadas por el OS, y que difieran de la demanda total y/o de la producción eólica programadas resultantes de la anterior sesión del MI.
Solución de situaciones de alerta por restricciones en tiempo real.
Comunicación fehaciente del sujeto 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.
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.
9.4 Resolución de restricciones detectadas en tiempo real.
10. Programa cierre (P48CIERRE).
11. Información al OM y a los sujetos del mercado.
12. Unidades de programación en el sistema eléctrico peninsular español.
12.1 Definición de Unidad de Programación.
Asimismo se ha definido en el Anexo II de este procedimiento la Unidad de Programación Genérica para la integración en el mercado de producción de la energía procedente de las subastas de emisiones primarias de energía (SEP), de los contratos bilaterales firmados por las empresas distribuidoras o comercializadoras de último recurso en el marco de las subastas CESUR (CESUR) y para la comunicación de transacciones internacionales firmes en las interconexiones con Francia y Portugal.
La Unidad de Programación (UP) y, en su caso, la Unidad de Programación Genérica (UPG y UPGCESUR) es también la unidad elemental para la anotación de los derechos de cobro y las obligaciones de pago que le correspondan en el Registro de Anotaciones en Cuenta del Operador del Sistema.
12.2 Titular de la Unidad de Programación.
En el caso de las Unidades de Programación agregadoras, que se definen en el Anexo II, correspondientes a Sujetos Representantes, Distribuidores o Comercializadores, el titular de la misma será el propio Sujeto Representante, Distribuidor o Comercializador.
En el caso de Unidades de Programación utilizadas para la integración en el mercado de producción de los contratos bilaterales firmados por las empresas distribuidoras o comercializadoras de último recurso en el marco de las subastas CESUR (CESUR), los titulares de la Unidades de Programación Genéricas serán los SM vendedores que han resultado adjudicatarios en dicha subasta.
La solicitud de alta, baja y comunicación de modificaciones relativas a la unidad de programación en el sistema de información del OS.
En su caso, la comunicación al OS de la designación de un Sujeto Representante (RST) para la gestión diaria de dicha Unidad de Programación.
Comunicar al OS los programas horarios de energía de dicha Unidad de Programación, comunicando, además, en su caso, las Unidades de Programación que actúan de contrapartes en el caso de las transacciones correspondientes a contratos bilaterales con entrega física.
Facilitar al OS los programas desagregados por unidades físicas y/o, en su caso, por unidades de producción equivalentes, de acuerdo con los criterios de desagregación de programas que haya establecido el OS de forma específica para dicha Unidad de Programación.
Interlocución para el intercambio de información con el OS 12.3 Representante de la Unidad de Programación.
El Representante de la Unidad de Programación será el responsable de la ejecución de las funciones enumeradas en el apartado anterior en los puntos a, salvo la comunicación de altas y bajas que deberá ser realizada por el sujeto titular de la unidad de programación, b, en el caso de que sea el sujeto representante el que deja de representar al sujeto titular y c a e, ambos inclusive.
13. Pruebas de los nuevos sistemas de información.
Horarios establecidos para los intercambios de información.
Tras cada subasta para suministro a distribuidores, las empresas distribuidoras o comercializadoras de último recurso o cuando corresponda la EGSED facilita al OS la información correspondiente a los contratos CBCESUR, contratos formalizados entre las UPGCESUR del vendedor y las UP del distribuidor o comercializador de último recurso. Di 6 días hábiles
Una vez resueltas las posibles discrepancias comunicadas por los responsables de los CBCESUR, el OS facilitará la nominación definitiva de los CBCESUR. Di 3 días hábiles
Notificación del OS a los SM de las autorizaciones para la programación relativas a los derechos físicos de capacidad asignados en subastas explícitas en la interconexión Francia-España y Portugal-España (Día D-2 o anterior). D-2 < 16:00 horas
Nominación de los SM al OS de la capacidad asignada en las subastas explícitas de capacidad anuales y mensuales en la interconexión Francia-España. < 7:45 horas
El OS pone a disposición del OM y de los SM la información de los derechos físicos de capacidad obtenidos en horizontes anual y mensual para la interconexión Francia-España cuyo uso ha sido notificado en ambos sistemas eléctricos. < 08:15 horas
La EASEP realiza una nominación indirecta de los CBEP formalizados entre UPG de los SM vendedor y comprador. < 8:45 horas
El OS pone a disposición de los SM la información correspondiente a las nominaciones de contratos bilaterales con entrega física de tipo CBEP y CBCESUR. < 08:50 horas
Publicación por el OS de la información previa al MD. < 09:00 horas
Contratos bilaterales internacionales con entrega física a través de interconexiones en las que no esté establecido un procedimiento coordinado de asignación de capacidad.
Contratos bilaterales internacionales con entrega física en uso de los derechos físicos de capacidad diaria en la interconexión Francia-España que hayan comunicado dicho contrato con anterioridad al mercado diario.
Las notificaciones de uso de los derechos físicos de capacidad asignados en las subastas explícitas en la interconexión Portugal-España realizadas conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos.
El OS portugués en nombre de ambos OS, pondrá a disposición del OM: < 9:35 horas
La información relativa a la nominación de contratos bilaterales con entrega física en la interconexión Portugal-España derivados del uso de los derechos físicos de capacidad adquiridos en las subastas explícitas.
Los valores de capacidad máxima utilizables en el proceso de casación de ofertas en el Mercado Diario e Intradiario (ATC). < 9:45 horas
Puesta a disposición del OM de la información relativa a los contratos bilaterales nominados al OS con anterioridad al MD, y de la capacidad asignada en subasta diaria en las interconexiones con procedimiento coordinado de asignación de capacidad. < 09:45 horas
Publicación PDBC. < 11:00 horas
Envío por los SM al OS de las nominaciones de programa por unidad de programación:
Contratos bilaterales nacionales con entrega física que no hayan elegido la opción de nominación firme previa al mercado diario.
Modificación (sólo incremento) de contratos bilaterales nacionales con entrega física que hayan elegido la opción de nominación firme previa al mercado diario.
- Nominaciones de programa de Unidades de Programación UP, integradas junto a otras UP en una misma unidad de oferta. < 11:00 horas (en todo caso, hasta 30 min. tras la publicación del PDBC)
Publicación PDBF < 12:00 horas
Presentación de ofertas para el proceso de resolución de restricciones técnicas. ≤ 12:30 horas (en todo caso, hasta 30 min. tras publicación PDBF)
Puesta a disposición de los SM y del OM de los resultados de la subasta de capacidad de contratos bilaterales con entrega física efectuada, en caso de congestión, en las interconexiones sin procedimiento coordinado de asignación de capacidad. < 14:00 horas
Publicación PDVP. < 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. < 23:00 horas
Di: Primer día de entrega de energía de los compromisos derivados de las Subastas de Distribución.
En caso de que se produzcan retrasos en alguna publicación se modificarán los horarios según se describe en el texto del Procedimiento de Operación. Si como consecuencia de estos retrasos se viera afectada la secuencia de programación de la operación, el OS informará oportunamente a los SM mediante la página Web de Sujetos del Mercado, del eSIOS.
Sesion 1.ª Sesion 2.ª Sesion 3.ª Sesion 4.ª Sesion 5.ª Sesion 6.ª
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 nominaciones por UP y desagregaciones de programa. 19:00 23:00 3:00 6:00 10:00 14:00
Análisis de restricciones. 19:10 23:10 3:10 6:10 10:10 14:10
Recuadre tras 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
(Períodos horarios). (21-24) (1-24) (5-24) (8-24) (12-24) (16-24)
(D-1) 1.ª Subasta
Intradiaria (D-1) 2.ª Subasta
Límite para la nominación a los OS de la capacidad previamente adquirida. 7:45 15:00 10:25
Intercambio de nominaciones entre OS. 7:55-8:05 15:35-15:40 10:35-10:40
Publicación de la especificación de la subasta. 8:35 16:05 11:05
Apertura periodo recepción ofertas. 8:45 16:15 11:15
Cierre periodo recepción ofertas. 9:15 16:45 11:45
Comunicación resultados de la Subasta a los SM. 9:30 17:00 12:00
Comunicación a los SM y al OM de las autorizaciones para la programación. 9:30 17:15 12:15
Unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico peninsular español.
Son las correspondientes a distribuidores o comercializadores de último recurso, consumidores directos en mercado, consumo de bombeo, comercializadores, representantes en nombre propio, consumo de productores y exportación de energía a sistemas externos.
Unidad de Programación para la adquisición de energía por distribuidores o comercializadores de último recurso.
Cada Sujeto Distribuidor o Comercializador de último recurso con suministro a tarifa o de último recurso será titular de una única Unidad de Programación para el suministro de sus clientes a tarifa o de último recurso.
Unidad de Programación para la adquisición directa de energía por consumidores directos en mercado.
Cada Sujeto Consumidor Directo en Mercado será titular de una única Unidad de Programación para el conjunto de sus suministros dentro del sistema eléctrico peninsular español de los que es Sujeto de Liquidación.
Unidad de Programación para la adquisición de energía para consumo de bombeo.
Cada Sujeto Productor propietario de una instalación de bombeo será titular de una única Unidad de Programación para la adquisición de energía para consumo de bombeo del conjunto de grupos acoplados en un mismo nudo de la Red de Transporte o Distribución.
Unidad de Programación para la adquisición de energía para suministro a consumidores nacionales por comercializadores o representantes en nombre propio y por cuenta ajena.
Cada Sujeto Representante en nombre propio y por cuenta ajena o Comercializador será titular de una única Unidad de Programación para el suministro a todos sus clientes consumidores directos dentro del sistema eléctrico peninsular español.
Unidad de Programación para la adquisición de energía por productores.
Cada Sujeto Productor podrá ser titular de una Unidad de Programación para la adquisición de energía para el suministro de todos aquellos servicios auxiliares de sus instalaciones que no sean alimentados desde sus propias unidades de producción, entendiéndose por servicios auxiliares los suministros de energía eléctrica necesarios para proveer el servicio básico en cualquier régimen de funcionamiento de la central (carga, arranque, parada y emergencia), incluyendo los suministros a equipamientos y accionamientos eléctricos asociados a los diversos procesos de la central, las instalaciones de control, las telecomunicaciones, las instalaciones mecánicas y la fuerza y alumbrado.
Unidad de Programación para la adquisición de energía para la exportación desde el sistema eléctrico ibérico a sistemas externos.
Cada Sujeto autorizado para la exportación de energía desde el sistema eléctrico ibérico a sistemas externos será titular de una Unidad de Programación para la integración en el mercado del programa de exportación de energía a través de cada una de las interconexiones internacionales para las que disponga de la correspondiente autorización, o bien tenga autorizado un tránsito de energía que represente una operación de exportación a través de dicha interconexión.
Unidad de Programación para la adquisición de energía en el mercado con intención de su exportación al sistema eléctrico francés sin disponer de derechos de capacidad. Cada Sujeto autorizado para la exportación de energía a Francia será titular también de una Unidad de Programación para la adquisición de energía en el mercado, sin disposición de derechos de capacidad y con intención de su exportación al sistema eléctrico francés.
Son las correspondientes a instalaciones de producción nacional, pertenecientes al régimen ordinario y régimen especial, importaciones y ventas en el mercado diario de excesos de compras a plazo de distribuidores o comercializadores de último recurso.
Unidad de Programación para la venta de energía correspondiente a la producción de centrales térmicas de régimen ordinario.
Se constituirá una Unidad de Programación por cada central térmica, entendiéndose bajo el término de central térmica una instalación de producción de energía eléctrica que puede funcionar de forma separada del resto de instalaciones de producción con las que puede compartir el mismo nudo de conexión a la Red de Transporte o a la Red de Distribución.
Una Unidad de Programación Térmica estará así compuesta normalmente de una sola unidad física, salvo en el caso de centrales multieje, como determinados grupos de ciclo combinado (2 turbinas de gas más 1 turbina de vapor), que integrarán tantas unidades físicas como número de turbinas los componen.
Unidad de Programación para la venta de energía correspondiente a la producción de unidades de gestión hidráulica de régimen ordinario.
Se constituirá una Unidad de Programación que se denominará Unidad de Gestión Hidráulica (UGH) por cada conjunto de centrales hidroeléctricas que pertenezcan a una misma cuenca hidráulica y a un mismo sujeto titular.
Unidad de Programación para la venta de producción de centrales reversibles de bombeo de régimen ordinario.
Se constituirá una Unidad de Programación por cada conjunto de grupos asociados a una central reversible de bombeo que evacue en un determinado nudo de la Red de Transporte o de Distribución y sea propiedad del mismo Sujeto Productor o conjunto de sujetos productores.
Unidad de Programación de venta de producción de régimen especial en régimen económico de mercado integrada en el mercado de producción a través del Sujeto Productor.
Se constituirá una Unidad de Programación de producción de régimen especial en mercado por cada Sujeto Productor y tipo conforme a la clasificación operativa establecida por el Operador del Sistema y publicada en la web de sujetos del mercado del eSIOS. De esta forma, cada Sujeto Productor será titular de tantas unidades de programación de régimen especial como tipos de producción compongan su parque de generación de modo que cada Unidad de Programación integre en el mercado la producción de un único tipo.
Asimismo, para cada tipo de unidad de programación de régimen especial de carácter gestionable, existirán, en su caso, dos Unidades de Programación; una que agrupará a las instalaciones habilitadas para la participación en los servicios de ajuste del sistema de carácter potestativo, y otra que agrupará a las instalaciones no habilitadas para la prestación de estos servicios potestativos.
Unidad de Programación de venta de producción de régimen especial en régimen económico de mercado integrada en el mercado de producción a través de Sujeto Comercializador o Representante en nombre propio.
Cada Sujeto Comercializador o Representante que actúe en nombre propio y por cuenta ajena será titular de tantas unidades de programación de régimen especial en régimen económico de mercado como tipos, conforme a la clasificación operativa establecida por el OS, compongan el parque de generación con el que haya establecido contratos de comercialización o bien de representación en nombre propio por cuenta ajena, de modo que cada una de sus Unidades de Programación agregadoras integre en el mercado la producción correspondiente a un único tipo.
Para cada tipo de unidad de programación agregadora de producción de régimen especial de carácter gestionable, existirán, en su caso, dos Unidades de Programación; una que agrupará a las instalaciones habilitadas para la participación en los servicios de ajuste del sistema de carácter potestativo, y otra que agrupará a las instalaciones no habilitadas para la prestación de estos servicios.
Unidad de Programación agregadora de venta de producción de régimen especial bajo régimen económico de tarifa integrada en el mercado de producción a través de Sujeto Productor, Representante en nombre propio o Comercializador.
Cada Sujeto Propietario o Representante que actúe en nombre propio y por cuenta ajena o Comercializador será titular de, como máximo, dos Unidades de Programación de venta de producción de régimen especial en régimen económico de tarifa por cada uno de los tipos, de unidades de programación establecidas y publicadas por el Operador del Sistema en la web de sujetos del mercado del eSIOS, que compongan el parque de generación de régimen especial a tarifa que integre en el mercado. La primera de ellas integrará la producción de todas las instalaciones de un mismo tipo que no estén exentas del pago del coste de desvíos y la segunda integrará la producción de aquellas instalaciones de un mismo tipo que estén exentas del pago del coste de desvíos. De esta forma cada una de sus Unidades de Programación agregadoras integrará en el mercado la producción correspondiente a la producción de un mismo tipo y de una misma forma de liquidación de los desvíos.
En el caso de que las características específicas de alguna instalación hiciesen necesario su tratamiento individualizado por el Operador del Sistema, el Sujeto Productor dispondrá de la correspondiente Unidad de Programación, que será integrada en el sistema por él mismo o por su Sujeto Representante o Comercializador.
Unidad de Programación para la venta en el mercado diario de los excesos de la energía adquirida a plazo por los Sujetos Distribuidores o Comercializadores de Último recurso.
Cada Sujeto Distribuidor o Comercializador de Último Recurso será titular de una unidad de Programación de venta que le permita reducir, en su caso, en el mercado diario, el programa de energía comprometido mediante la contratación en el mercado a plazo y en las subastas CESUR.
El OS saldará en el PBF el programa de esta UP de venta con la correspondiente unidad de compra del distribuidor o comercializador de último recurso [apartado 1.a del anexo II] y asociará el saldo resultante a esta última unidad, de tal forma que el programa PDBF publicado por el OS no contendrá la UP para la venta del distribuidor o comercializador de último recurso de los excesos de la energía adquirida a plazo por los Sujetos Distribuidores o Comercializadores de Último recurso.
Unidad de Programación de venta de energía para la importación desde sistemas externos al sistema eléctrico ibérico.
Cada Sujeto autorizado para la importación de energía desde sistemas externos al sistema eléctrico ibérico será titular de una Unidad de Programación para la integración en el mercado de la energía importada a través de cada una de las interconexiones internacionales para las que disponga de la correspondiente autorización para la importación de energía, o bien tenga autorizado un tránsito de energía que represente una operación de importación a través de dicha interconexión.
Unidad de Programación para la venta de energía en el mercado con intención de su importación desde el sistema eléctrico francés sin disponer de derechos de capacidad.
Unidades de Programación Genéricas asociadas a las subastas de emisiones primarias de energía y/o a transacciones internacionales (UPG) Unidades de programación genéricas utilizadas para la integración en el mercado de producción de la energía correspondiente a las nominaciones de las opciones de compra de energía asignadas en las subastas de emisiones primaria de energía y/o para la notificación del uso de capacidad en la interconexión con Francia.
En el caso de las subastas de emisiones primarias, cada SM vendedor y cada SM tenedor de opciones de compra de energía dispondrá de una única unidad de programación genérica, siendo esta misma UPG, la que se utilizará, en su caso, para la notificación del uso de la capacidad de la interconexión Francia-España.
Unidades de Programación Genéricas asociadas a las subastas de contratos bilaterales de las distribuidoras o comercializadoras de último recurso (UPGCESUR) Unidades de programación genéricas utilizadas para la integración en el mercado de producción de la energía correspondiente a las subastas de contratos bilaterales CESUR.
Cada SM vendedor adjudicatario del suministro de energía en estas subastas dispondrá de una unidad de programación genérica a estos efectos (UPGCESUR).
Unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico continental portugués.
Las Unidades de Programación Genéricas localizadas en el sistema eléctrico portugués serán comunicadas al OS español por el OS portugués en los plazos y mediante los procedimientos acordados entre ambos OS a efectos de su consideración en los contratos bilaterales establecidos en el ámbito del Mercado Ibérico entre una UPG localizada en el sistema eléctrico continental portugués y una UPG localizada en el sistema eléctrico peninsular español.

References: resolución 
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