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Timestamp: 2018-08-15 00:22:34+00:00

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Orden ITC/1549/2009, de 10 de junio, por la que se actualiza el anexo III 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.
Vigencia desde 14 de Junio de 2009
Artículo único. Modificación 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
Disposición adicional primera Interconexión de energía eléctrica con Francia
Disposición adicional segunda Primera subasta
Disposición transitoria única Capacidad de intercambio comercial en las interconexiones de España con Francia y Portugal
El Reglamento (CE) n.º 1228/2003 de la Comisión, de 26 de junio de 2003, regula los procedimientos empleados para asignar la capacidad de intercambio en las interconexiones entre países de la Unión Europea, previendo la coordinación de los mecanismos de asignación entre los sistemas que unen las interconexiones y permite a los Estados miembros establecer una regulación más detallada de la contenida en el mismo.
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, supuso la adaptación de la normativa española al mencionado Reglamento (CE) n.º 1228/2003 de la Comisión, definiendo, para la interconexión con Francia, un mecanismo de subastas para la adjudicación de los derechos físicos de capacidad combinado con un mecanismo de «acoplamiento de mercados».
Por otra parte, la Orden ITC/843/2007, de 28 de marzo, por la que se modifica la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, estableció un proceso de asignación de los derechos físicos de capacidad en la interconexión eléctrica España-Portugal mediante un mecanismo «separación de mercados», conocido en la literatura como «market splittng» que entró en vigor el 1 de julio de 2007.
Este mecanismo de separación de mercados somete a un riesgo de precios al comercializador de uno de los nodos de la interconexión que deseara vender energía a un cliente final situado en el otro nodo, lo que, en definitiva supone crear una restricción a la actividad de comercialización. Por esta razón se hace necesaria la creación de instrumentos financieros de cobertura del riesgo de precios que permitan al comercializador de un nodo conocer a plazo el precio final al que va a adquirir la energía en el nodo contrario de la interconexión.
Los aspectos técnicos de la interconexión eléctrica con Portugal ya han sido acordados y regulados en el Convenio de Santiago entre el Reino de España y la República Portuguesa. Con la modificación recogida en la presente orden se completa la gestión económica de la interconexión a través de un instrumento financiero en el que actúen como contraparte exclusivamente las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español en la mencionada interconexión.
Finalmente, las directrices modificadas introducidas por la Decisión de la Comisión 2006/770/CE, de 9 de noviembre, señalan en su apartado 2.10 la posibilidad de imposición de restricciones a las empresas que ostenten una posición dominante en alguno de los mercados de la interconexión para evitar crear o agravar los problemas relacionados con el uso potencial de dicha posición dominante. Esta posibilidad es recogida en la presente orden mediante la prohibición de realización de determinadas operaciones por parte de las sociedades cuya participación en el mercado de generación de cualquiera de los nodos exceda de un 20 por ciento en el último año del cual se disponga información.
Para la elaboración de la orden se ha realizado el preceptivo trámite de audiencia a los interesados a través del Consejo Consultivo de Electricidad, cuyas alegaciones se han tenido en cuenta por la Comisión Nacional de Energía para elaborar su preceptivo informe de 13 de mayo de 2009, todo ello de acuerdo con lo previsto en el apartado Tercero de la disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos y el artículo 5.2 y 5 del Real Decreto 1339/1999, de 31 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de la Comisión Nacional de Energía.
Artículo único Modificación 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
Se modifica el anexo III 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, que queda redactado como sigue:
Principios aplicables a los procedimientos de subasta y de separación de mercados relativos a la interconexión entre España-Portugal
Separación de mercados
La utilización de la capacidad física de esta interconexión internacional se arbitrará a través de un mecanismo de separación de mercados tal y como se dispone en el artículo 8 del Convenio de Santiago.
El proceso de Separación de Mercados será desarrollado en las Reglas de Funcionamiento del Mercado Diario e Intradiario de producción y respetará los siguientes principios:
1.1. Antes de cada sesión del Mercado Diario de producción el Operador del Sistema, en coordinación con su homólogo portugués, enviará al Operador del Mercado y publicará la información relativa a la capacidad de intercambio disponible en la interconexión en cada uno de los dos sentidos de flujo, importador y exportador, para su consideración en el proceso de casación de ofertas correspondiente.
Este valor de capacidad será establecido por los operadores del sistema una vez deducida la capacidad reservada a los intercambios de regulación.
1.2. La participación en el proceso de Separación de Mercados se articulará mediante la presentación de ofertas de compra y venta de energía en el Mercado Diario e Intradiario de producción. Podrán participar en el proceso de Separación de Mercados todos los sujetos autorizados para la compra o venta de energía en el Mercado Diario e Intradiario de producción.
1.3. El Operador del Mercado tendrá en cuenta a la hora de realizar la casación del Mercado Diario e Intradiario la capacidad comercial disponible, comunicada por el Operador del Sistema de acuerdo con lo establecido en el apartado 1.1, garantizando en todo momento que el saldo neto de programas de intercambio no supere la capacidad prevista en el correspondiente sentido de flujo y período de programación.
1.4. Las ofertas de compra y de venta de energía que sean programadas en el proceso de Separación de Mercados serán liquidadas a los precios marginales que resulten en el Mercado Diario e Intradiario para cada uno de los sistemas eléctricos, español y portugués, en el correspondiente período de programación.
1.5. La liquidación del Mercado Diario e Intradiario de producción tras la aplicación del proceso de Separación de Mercados dará lugar a unos ingresos iguales al producto en cada hora de la diferencia de precios de cada sistema eléctrico por la capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del proceso de Separación de Mercados en ese mercado.
1.6. Si existiese una reducción de capacidad de intercambio con posterioridad al cierre de la recepción de ofertas de los mercados diario o intradiario, la capacidad efectivamente utilizada en los procesos del mercado tendrá la consideración de firme y será garantizada por los operadores del sistema mediante acciones coordinadas de balance en ambos sistemas, utilizando para ello los respectivos sistemas de ajuste generación-demanda, salvo en caso de fuerza mayor.
Los costes de las acciones coordinadas de balance en ambos sistemas serán asumidos por cada sistema de forma independiente.
Subastas de contratos financieros
La cobertura financiera del riesgo de precios que se deriva del mecanismo de separación de mercados definido en el artículo anterior se instrumentará a través de un mecanismo de subasta de contratos basados en las diferencias de precios para cada hora en el mercado diario entre el sistema eléctrico español y el sistema eléctrico portugués en diferentes horizontes temporales.
2.1. El nominal de cada contrato será de 1 MW. Habrá tres tipos de contratos objeto de subasta:
Contrato 1: «contrato forward de cobertura para exportación de energía eléctrica de España a Portugal».
Contrato 2: «contrato opción de cobertura para exportación de energía eléctrica de España a Portugal».
Contrato 3: «contrato opción de cobertura para exportación de energía eléctrica de Portugal a España».
El comprador de un contrato 1 (forward) tendrá:
Derecho a recibir el producto de la energía asociada al nominal del contrato de potencia cada hora por la diferencia entre el precio del mercado diario en el polo portugués (Pp) menos el precio correspondiente en el polo español (Pe), en aquellas horas para las que dicha diferencia (Pp-Pe) sea positiva.
Obligación de pagar el producto de la energía asociada al nominal del contrato de potencia cada hora por la diferencia entre el precio del mercado diario en el polo español menos el precio correspondiente en el polo portugués, en aquellas horas para las que en las cuales la diferencia Pe-Pp sea positiva.
El vendedor de un contrato 1 (forward) tendrá:
Obligación de pagar el producto de la energía asociada al nominal del contrato de potencia cada hora por la diferencia entre el precio del mercado diario en el polo portugués (Pp) menos el precio correspondiente en el polo español (Pe), en aquellas horas para las que dicha diferencia (Pp-Pe) sea positiva.
Derecho a recibir el producto de la energía asociada al nominal del contrato de potencia cada hora por la diferencia entre el precio del mercado diario en el polo español menos el precio correspondiente en el polo portugués, en aquellas horas para las que en las cuales la diferencia Pe-Pp sea positiva.
El comprador de un contrato 2 (opción para exportación desde España hacia Portugal) tendrá el derecho a recibir el producto de la energía asociada al nominal del contrato de potencia cada hora por la diferencia entre el precio del mercado diario en el polo portugués (Pp) menos el precio correspondiente en el polo español (Pe), en aquellas horas para las que dicha diferencia (Pp-Pe) sea positiva.
Por su parte, el vendedor de un contrato 2 (opción para exportación desde España hacia Portugal) tendrá la obligación de pagar el producto de la energía asociada al nominal del contrato de potencia cada hora por la diferencia entre el precio del mercado diario en el polo portugués (Pp) menos el precio correspondiente en el polo español (Pe), en aquellas horas para las que dicha diferencia (Pp-Pe) sea positiva. El comprador de un contrato 3 (opción para exportación desde Portugal hacia España) tendrá el derecho a recibir el producto de la energía asociada al nominal del contrato de potencia cada hora por la diferencia entre el precio del mercado diario en el polo español (Pe) menos el precio correspondiente en el polo portugués (Pp), en aquellas horas para las que dicha diferencia (Pe-Pp) sea positiva.
Por su parte, el vendedor de un contrato 3 (opción para exportación desde Portugal hacia España) tendrá la obligación de pagar el producto de la energía asociada al nominal del contrato de potencia cada hora por la diferencia entre el precio del mercado diario en el polo español (Pe) menos el precio correspondiente en el polo portugués (Pp), en aquellas horas para las que dicha diferencia (Pe-Pp) sea positiva.
A través de un proceso de subasta en el cual se equilibren oferta y demanda, se obtendrá un resultado que establecerá el número de contratos asignados para cada participante, la posición compradora o vendedora de cada uno de ellos y el precio único de compra-venta aplicable a los contratos adjudicados de cada producto.
2.2. La Secretaría de Estado de Energía determinará el número de contratos de cada tipo ofrecidos por el Sistema Eléctrico Español en cada una de las subastas que se realicen, con el límite máximo de la capacidad de interconexión disponible asignada a dicho Sistema. A ellos se podrán sumar las ofertas de venta y de compra de contratos presentadas, en su caso, por los sujetos participantes a diferentes niveles de precios.
2.3. Por resolución de la Secretaría de Estado de Energía se determinarán los horizontes temporales de los productos negociados que podrán ser anuales, semestrales, trimestrales, mensuales y semanales, según se defina en las reglas de aplicación de las subastas, así como la periodicidad de la celebración de éstas.
2.4. Las reglas de aplicación en las subastas deberán regirse mediante los siguientes principios generales:
i. La convocatoria será pública y dirigida a cualquier sujeto que cumpla con los requisitos establecidos.
ii. La Comisión Nacional de Energía supervisará la gestión de las subastas y certificará que se desarrollan de forma objetiva, competitiva y no discriminatoria. Para ello designará a dos representantes que actuarán en nombre de dicha Comisión, con plenos poderes en la función de supervisión de la subasta y que tendrán acceso completo a la información gestionada en la subasta.
iii. En la información que la entidad responsable de la ejecución de la subasta distribuirá a todos los sujetos que muestren interés en la fase inicial, se incluirá:
a) Tipo de contrato objeto de subasta y una breve descripción del mismo.
b) Una breve descripción del procedimiento de subasta, el cual podrá consistir en un sistema de casación de ofertas «de tipo sobre» o en una subasta «de reloj» de precio ascendente.
c) Número máximo de contratos ofertados por el Sistema Ibérico.
d) Las fechas y plazos orientativos para cada una de las diferentes etapas de la subasta (precalificación, calificación, formación, subasta y perfeccionamiento).
e) Los requisitos de precalificación y calificación.
iv. El proceso de precalificación requerirá la firma de compromisos de confidencialidad y no colusión.
v. En la información que la entidad responsable de la ejecución de la subasta hará pública, se incluirá:
a) Las reglas de la subasta.
b) El contrato de adhesión.
vi. Se ofrecerá a los sujetos calificados o en proceso de calificarse la oportunidad de presentar comentarios a las reglas de la subasta y al contrato de adhesión. La versión final de dichos documentos será aprobada por Resolución del Secretario de Estado de Energía.
vii. El proceso de calificación requerirá:
a) Firmar el contrato de adhesión.
b) Declarar el número máximo de contratos por los que desean pujar.
c) Presentar las garantías asociadas a dicho volumen máximo.
viii. Con el fin de familiarizar a los sujetos con el formato y sistemas de la subasta, se podrán celebrar sesiones de formación antes de la ejecución de la subasta. Dichas sesiones de formación incluirán sesiones informativas (en modo de seminario) y de prueba de sistemas y procedimientos.
ix. Sistema de casación de ofertas «de tipo sobre».
a) Los agentes compradores del producto presentarán ofertas de adquisición determinadas por un número de bloques de adquisición y un precio.
b) El número de bloques total de adquisición estará limitado al número de bloques máximo declarado en el proceso de calificación.
c) Los agentes vendedores del producto presentarán ofertas de venta determinadas por un número de bloques de venta y un precio.
d) El número de bloques total de venta estará limitado al número de bloques máximo declarado en el proceso de calificación.
e) Cada agente podrá realizar un número máximo de ofertas del producto a distintos precios.
x. Subastas «de reloj» de precio ascendente.
a) El precio de salida de la subasta será fijado de modo que sea inferior al precio de cierre esperado, con el fin de asegurar que al inicio de la subasta exista un nivel adecuado de presión competitiva. El precio de cualquier contrato no podrá reducirse entre una ronda y la siguiente.
Los sujetos calificados podrán presentar posiciones vendedoras que incrementen la oferta del tipo de contrato objeto de subasta en la ronda correspondiente.
b) La cantidad precisa de exceso de demanda en cada ronda para el tipo de contrato subastado se mantendrá confidencial.
c) La fórmula de variación de precio del contrato subastado entre rondas se basará en el exceso de su demanda. Dicha fórmula será confidencial y podrá contener un elemento de aleatoriedad o discrecionalidad de forma que se evite que los sujetos puedan inferir la cantidad precisa de exceso de demanda.
d) El cierre de la subasta se producirá cuando tras la variación del precio del contrato en una ronda desaparezca el exceso de demanda existente como resultado de la ronda anterior.
e) El precio de cierre de la subasta podrá venir determinado por «retiradas de demanda» presentadas por los compradores del contrato en cada ronda, en las que especifiquen el número de contratos cuya demanda retiran para diferentes aumentos intermedios del precio y por «ofertas de entrada» de posiciones vendedoras de contratos en las cuales especifiquen el número de contratos que añaden a la oferta ya existente en la ronda anterior, ante diferentes aumentos intermedios del precio.
f) La entidad responsable de la ejecución de la subasta podrá decidir paralizar las rondas o cancelar la subasta en caso necesario (por ejemplo, errores en la presentación de ofertas o demandas del tipo de contrato que esté siendo subastado en cada ronda, incumplimiento de los procedimientos establecidos, mal funcionamiento de los sistemas).
xi. Antes de que transcurran 24 horas desde el momento de finalización de la subasta, la Comisión Nacional de la Energía deberá validar los resultados, confirmando que el proceso de la subasta que se ha desarrollado de forma objetiva, competitiva y no discriminatoria.
xii. Una vez validados, los resultados agregados de la subasta (sentido del flujo de la cobertura ofrecida por el Sistema Eléctrico Español en el cierre de la subasta en el caso de subastas de contratos forward, número de contratos totales adjudicados, precio de los contratos) serán públicos. Los datos relativos al desarrollo de la subasta se mantendrán confidenciales durante el período que se establezca en las Reglas de la Subasta. Determinados datos podrán ser públicos desde la celebración de la subasta, siempre que la publicación de tales datos no pueda alterar el desarrollo competitivo de subastas futuras.
xiii. Con posterioridad al cierre de la subasta, la Comisión Nacional de Energía elaborará un informe sobre el desarrollo de la misma con el fin de identificar posibles mejoras a considerar en sesiones futuras.
2.5. Sin perjuicio de las facultades de supervisión de la Comisión Nacional del Mercado de Valores sobre estos instrumentos financieros, de acuerdo con lo establecido en el artículo 33.2, k) de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se asigna al Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español, directamente o a través de una filial, la organización y gestión de las subastas de contratos, el mercado secundario de los mismos y las correspondientes liquidaciones.
2.6. Conforme a lo previsto en la directriz modificada 2.10 de la Decisión de la Comisión 2006/770/CE, de 9 de noviembre, cuando el sentido del flujo de la cobertura se trate de exportaciones de Portugal a España no podrán adquirir contratos las entidades, incluidas en todo caso igualmente las empresas comercializadoras, pertenecientes a grupos empresariales cuya cuota de generación en el mercado español haya superado el umbral del 20% del total, durante el año natural anterior a la fecha de celebración de la subasta.
Cuando el sentido del flujo de la cobertura se trate de exportaciones de España a Portugal no podrán adquirir contratos las entidades, incluidas en todo caso igualmente las empresas comercializadoras, pertenecientes a grupos empresariales cuya cuota de generación en el mercado portugués haya superado el umbral del 20% del total, durante el año natural anterior a la fecha de celebración de la subasta.
Estas limitaciones se aplicarán tanto en el mercado primario como en el mercado secundario de los contratos que hayan sido objeto de subasta y afectan a todas las adquisiciones realizadas por las entidades afectadas por los límites descritos, bien actúen directamente o a través de persona interpuesta.
Se considerará persona interpuesta, a los efectos de la presente orden, aquella que en nombre propio, adquiera, transmita o posea contratos financieros a los que se refiere el apartado 2.1 por cuenta de otra persona jurídica. Asimismo, se presumirá tal condición cuando se deje total o parcialmente a cubierto de los riesgos inherentes a las adquisiciones, transmisiones o a la posesión de los contratos.
3.1. Gestión económica del proceso de separación de mercados.-El Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español repartirá entre los dos sistemas, español y portugués, los ingresos a los que se refiere el punto 1.5 de este anexo, en proporción a la parte de la capacidad de cada uno de los sistemas que haya considerado en el proceso de Separación de Mercados establecido en los puntos 1.1 a 1.4, y que inicialmente se corresponde con el 50% para cada uno de los sistemas eléctricos español y portugués.
3.2. Gestión económica de las subastas de contratos financieros.
3.2.1. Los sujetos que en el cierre de la subasta hayan resultado compradores de los contratos asignados en la subasta tendrán una obligación de pago correspondiente al precio de adjudicación de cada tipo de producto en la subasta multiplicado por el número de contratos de cada tipo de producto de los que hubieran resultado compradores.
3.2.2. Los sujetos que en el cierre de la subasta hayan resultado vendedores de los contratos asignados en la subasta tendrán un derecho de cobro correspondiente al precio de adjudicación de cada tipo de producto en la subasta multiplicado por el número de contratos de cada tipo de producto de los que hubieran resultado vendedores.
3.2.3. Liquidación a los titulares de un contrato 1 (forward): A los titulares como compradores de un contrato 1 se les liquidará como un derecho a cobrar el resultado de multiplicar el número de contratos de los que sean titulares por la diferencia entre los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico portugués menos los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico español, cuando tal diferencia sea positiva. Asimismo se les liquidará como una obligación a pagar el resultado de multiplicar el número de contratos de los que sean titulares por la diferencia entre los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico español menos los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico portugués, cuando tal diferencia sea positiva.
A los titulares como vendedores de un contrato 1 se les liquidará como un derecho a cobrar el resultado de multiplicar el número de contratos de los que sean titulares por la diferencia entre los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico español menos los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico portugués, cuando tal diferencia sea positiva. Asimismo se les liquidará como una obligación a pagar el resultado de multiplicar el número de contratos de los que sean titulares por la diferencia entre los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico portugués menos los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico español, cuando tal diferencia sea positiva.
3.2.4. Liquidación a los titulares de un contrato 2 (opción para exportación desde España hacia Portugal): A los titulares como compradores de un contrato 2 se les liquidará como un derecho a cobrar el resultado de multiplicar el número de contratos de los que sean titulares por la diferencia entre los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico portugués menos los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico español, cuando tal diferencia sea positiva.
A los titulares como vendedores de un contrato 2 se les liquidará como una obligación a pagar el resultado de multiplicar el número de contratos de los que sean titulares por la diferencia entre los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico portugués menos los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico español, cuando tal diferencia sea positiva.
3.2.5. Liquidación a los titulares de un contrato 3 (opción para exportación desde Portugal hacia España): A los titulares como compradores de un contrato 3 se les liquidará como un derecho a cobrar el resultado de multiplicar el número de contratos de los que sean titulares por la diferencia entre los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico español menos los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico portugués, cuando tal diferencia sea positiva.
A los titulares como vendedores de un contrato 3 se les liquidará como una obligación a pagar el resultado de multiplicar el número de contratos de los que sean titulares por la diferencia entre los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico español menos los precios horarios obtenidos en el mercado diario en el mercado eléctrico portugués, cuando tal diferencia sea positiva.
3.2.6. Sin perjuicio de las facultades de supervisión de la Comisión Nacional del Mercado de Valores sobre estos instrumentos financieros, de acuerdo con lo establecido en el artículo 33.2, k) de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se establece que el Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español, directamente o a través de una filial, aplicará lo establecido en los puntos desde el 3.2.1 hasta el 3.2.5 anteriores a los sujetos que sean titulares, en cada momento, como compradores o como vendedores, de los contratos.
Las liquidaciones se calcularán por semanas naturales de lunes a domingo.
3.2.7. Por resolución de la Secretaría de Estado de Energía se determinarán los costes imputables a la organización de la subasta. Estos costes, que no podrán ser superiores a 100.000 euros por cada subasta, deberán ser satisfechos a la entidad gestora de la subasta con cargo a los ingresos que correspondan al sistema eléctrico español en el proceso de separación de mercados, según se establece en el punto 3.1 del presente anexo.
3.2.8. Al Sistema Eléctrico Español se le liquidarán los derechos de cobro y obligaciones de pago que, en aplicación de los puntos desde el 3.2.1 al 3.2.5 anteriores, le correspondan por los contratos de los cuales sea titular. Los ingresos o costes netos resultantes que correspondan al Sistema Eléctrico Español se incluirán en los costes para el cálculo de las tarifas de acceso y estarán sometidos al proceso de liquidaciones establecido por el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de 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.»
A partir de la entrada en vigor del mecanismo de acoplamiento de mercados al que hace referencia el apartado 4 del anexo I de la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, para la interconexión España-Francia, los mecanismos de adjudicación de la capacidad de la interconexión España-Francia podrán ser complementados con un mecanismo de subastas de contratos financieros conforme a lo dispuesto en esta orden para la interconexión España-Portugal.
La primera subasta de los contratos financieros establecidos en el apartado 2 del anexo III 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, tendrá lugar preferentemente antes del 26 de junio de 2009.
Sin perjuicio de lo establecido en la disposición adicional séptima de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009, antes de que transcurran 15 días a partir de la entrada en vigor de la presente orden, el Operador del Sistema Eléctrico procederá a publicar en su página web su previsión de la capacidad de intercambio comercial con horizonte anual de las interconexiones de España con Francia y Portugal. Los datos tendrán carácter horario y agregado por Estado fronterizo y diferenciarán cada sentido de flujo.
Estas previsiones serán actualizadas con una periodicidad al menos semanal y, hasta la aprobación por parte de la Secretaría de Estado de Energía del procedimiento al que se refiere la precitada disposición adicional séptima de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, serán elaboradas por el Operador del Sistema Eléctrico utilizando la metodología disponible.

References: artículo 5
 Real Decreto 
 artículo 8
 resolución 
 Resolución 
 artículo 33
 artículo 33
 resolución 
 Real Decreto