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Timestamp: 2017-09-24 08:06:54+00:00

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Vigencia desde 11 de Agosto de 2012. Esta revisión vigente desde 20 de Diciembre de 2015
P.O.–3.1 Programación de la generación
ANEXO III . Informes de incidencias
P.O. 9, Información intercambiada por el operador del sistema, dejado sin efecto a partir de la fecha en que sean de aplicación los correspondientes procedimientos de operación aprobados por la Res. de 18 de diciembre de 2015, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establecen los criterios para participar en los servicios de ajuste del sistema y se aprueban determinados procedimientos de pruebas y procedimientos de operación para su adaptación al R.D. 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos («B.O.E.» 19 diciembre).
P.O.–14.4 derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema, dejado sin efecto por el apartado cuarto de la Res. de 8 de mayo de 2014, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueba la modificación de los procedimientos de operación del Sistema Eléctrico Peninsular (SEP), P.O.-7.3 Regulación terciaria, P.O.-14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema y P.O.-14.6 Liquidación de intercambios internacionales no realizados por sujetos del mercado, para la implantación de los intercambios transfronterizos de energías de balance («B.O.E.» 12 mayo).
R Energía 1 Ago. 2013 (modificación de los procedimientos de operación del Sistema Eléctrico Peninsular -SEP-, para su adaptación al cambio de la hora de cierre del mercado diario)
Véase la Res 1 agosto 2013, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueba la modificación de los procedimientos de operación del Sistema Eléctrico Peninsular (SEP), P.O.-3.1, P.O.-3.2, P.O 3.8 y P.O. 3.9, para su adaptación al cambio de la hora de cierre del mercado diario MIBEL a las 12h00 CET («B.O.E.» 9 agosto).
El Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, regula los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y modifica otras disposiciones del sector eléctrico.
En la Disposición adicional segunda Adaptación de los procedimientos de operación y de las reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica para integrar en la regulación el enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear del citado Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, se establece que «en el plazo de un mes a partir de la entrada en vigor de este real decreto, el operador del sistema remitirá al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una propuesta de modificación de los procedimientos de operación del sistema eléctrico peninsular y de los SEIE […] cuyo contenido sea necesario modificar para recoger los efectos de la entrada en servicio del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear.»
Por otro lado, el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial reguló ciertos aspectos técnicos para contribuir al crecimiento de estas tecnologías, salvaguardando la seguridad en el sistema eléctrico y garantizando su calidad de suministro, así como para minimizar las restricciones a la producción de dicha generación, que aún no habían sido introducidos en los Procedimientos de Operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares.
El Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial establece una serie de requisitos técnicos adicionales para garantizar el funcionamiento del sistema y posibilitar el crecimiento de las tecnologías de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables.
El Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar termoeléctrica y eólica, estableció las directrices relativas a la restricción de la producción de energía eléctrica de instalaciones de tecnología eólica por razones de seguridad del sistema.
La Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 1 de junio de 2011, establece el protocolo estándar a utilizar por los agentes para su comunicación con los centros de control del operador del sistema para el sistema peninsular.
Por otro lado la Resolución de 1 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, aprueba el procedimiento de operación del sistema 4.0 «Gestión de las Conexiones Internacionales», lo cual afecta a la información a intercambiar entre los agentes.
Los procedimientos de operación citados en el asunto desarrollan las modificaciones en la normativa eléctrica citada anteriormente.
Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema de los procedimientos de operación del Sistema P.O.–3.1 programación de la generación, P.O.–3.2 resolución de restricciones técnicas, P.O.–9 información intercambiada por el operador del sistema, P.O.–14.4 derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema y Procedimientos de Operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE): P.O. SEIE–1 funcionamiento de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, P.O. SEIE–2.2 cobertura de la demanda, programación de la generación y altas en el despacho económico, P.O. SEIE–3.1 programación de la generación en tiempo real, P.O. SEIE–7.1 servicio complementario de regulación primaria, P.O. SEIE–7.2 servicio complementario de regulación secundaria, P.O. SEIE–8.2 criterios de operación, P.O. SEIE–9 información a intercambiar con el operador del sistema y nuevo P.O. SEIE–2.3 programación del intercambio de energía por los enlaces eléctricos que conectan los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares con el Sistema Eléctrico Peninsular, previa consideración de los comentarios de los representantes de todos los sujetos del sistema.
Primero. Aprobar los procedimientos de operación del Sistema P.O.3.1 programación de la generación, P.O.3.2 resolución de restricciones técnicas, P.O.9 información intercambiada por el operador del sistema, P.O.14.4 derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema y Procedimientos de Operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE): P.O. SEIE–1 funcionamiento de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, P.O. SEIE–2.2 cobertura de la demanda, programación de la generación y altas en el despacho económico, P.O. SEIE–3.1 programación de la generación en tiempo real, P.O. SEIE–7.1 servicio complementario de regulación primaria, P.O. SEIE–7.2 servicio complementario de regulación secundaria, P.O. SEIE–8.2 criterios de operación, P.O. SEIE–9 información a intercambiar con el operador del sistema y nuevo P.O. SEIE–2.3 programación del intercambio de energía por el enlace eléctrico entre el Sistema Eléctrico Balear y el Sistema Eléctrico Peninsular, que se insertan a continuación.
Segundo. En lo que respecta al funcionamiento de los de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, se evaluará el criterio N-2 en el enlace eléctrico que conecta el Sistema Eléctrico Balear con el Sistema Eléctrico Peninsular, a la hora de considerar los Criterios de seguridad ante contingencias establecidos en el P.O. P.O. SEIE–1 funcionamiento de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, durante un periodo de 3 meses.
Tercero. A partir de la fecha en que surta efectos la presente resolución quedan sin efecto los procedimientos de operación del Sistema P.O.–3.1 programación de la generación, P.O.–3.2 resolución de restricciones técnicas, P.O.–9 información intercambiada por el operador del sistema y P.O.–14.4 derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema, aprobados por la Resolución de 27 de octubre de 2010, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban los procedimientos de operación del sistema P.O. 3.10, P.O. 14.5, P.O. 3.1, P.O. 3.2, P.O. 9 y P.O. 14.4 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica y los Procedimientos de Operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE): P.O. SEIE–1 funcionamiento de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, P.O. SEIE–2.2 cobertura de la demanda, programación de la generación y altas en el despacho económico, P.O. SEIE–3.1 programación de la generación en tiempo real, P.O. SEIE–7.1 servicio complementario de regulación primaria, P.O. SEIE–7.2 servicio complementario de regulación secundaria, P.O. SEIE–8.2 criterios de operación y P.O. SEIE–9 información a intercambiar con el operador del sistema aprobados por Resolución de 28 de abril de 2006, de la Secretaría General de Energía, por la que se aprueba un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
c) La asignación de reserva de regulación secundaria.
d) Los programas horarios finales posteriores a las sucesivas sesiones del mercado intradiario (PHF).
e) La aplicación, en su caso, del proceso de gestión de desvíos.
f) Los programas horarios operativos establecidos en cada hora hasta el final del horizonte de programación (P48).
g) El programa cierre (P48CIERRE).
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) o CEST (Central European Summer Time).
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 la 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 por garantía de suministro: Se entenderá como restricción por garantía de suministro a la producción que se determine como necesaria de aquellas unidades térmicas de producción de energía eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas para asegurar la garantía de suministro hasta el límite máximo establecido en el artículo 25 de la ley 54/1997, de 27 de noviembre, y tenidas en cuenta las posibles limitaciones de programa por seguridad que, de acuerdo con lo establecido en los procedimientos de operación, pudieran ser requeridas.
4.7 Restricción técnica: Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema producción-transporte que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a través de los correspondientes procedimientos de operación, requiera, a criterio técnico del OS, la modificación de los programas de energía.
Para la resolución de estas restricciones se aplicarán los mecanismos descritos en los procedimientos de operación por los que se establecen la resolución de las restricciones técnicas y la gestión de los servicios de ajuste del sistema.
4.8 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.
4.9 Programa cierre (P48CIERRE): Es el programa que queda establecido al finalizar el horizonte diario de programación y que contiene los programas resultantes del programa diario base de funcionamiento 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.
4.10 Nominación de programas correspondientes a la ejecución de contratos bilaterales con entrega física: La nominación de programas correspondientes a la ejecución de contratos bilaterales con entrega física consiste en la comunicación por Unidad de Programación de dichos contratos bilaterales al Operador del Sistema en la forma y plazos contemplados en este procedimiento de operación.
5.1.1 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 mediante el sistema de nominación indirecta al OS:
El valor de potencia máxima asociado a cada pareja SM comprador - SM vendedor, y el periodo de validez de esta información.
5.1.2 Nominación de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energía de las subastas de emisiones primarias: La nominación al OS de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energía tras las subastas de energía primaria será realizada por la EASEP, bajo el principio de nominación indirecta, antes de las 8:45 h del día D-1, conforme a los acuerdos establecidos entre la EASEP, los SM vendedores y los SM compradores tenedores de opciones de compra de energía derivadas de su adjudicación directa en las subastas de emisiones primarias de energía, o de la transferencia bilateral posterior de dichas opciones.
5.2 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 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.
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 las 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:
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 anual y mensual que hayan sido autorizados.
La falta de notificación de uso de la capacidad autorizada por parte de un sujeto del mercado, en los plazos establecidos, se interpretará como una reventa automática en la subasta diaria de los derechos físicos de capacidad correspondientes.
Una vez intercambiadas las notificaciones de uso de las capacidades asignadas en horizontes anual y mensual, los derechos de uso no notificados serán objeto de reventa automática en la correspondiente subasta diaria. 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.
Antes de las 08:15 h del día D-1, el OS pondrá a disposición del OM la información de los derechos físicos de capacidad asignados en horizontes anual y mensual y cuyo uso ha sido notificado en ambos sistemas eléctricos.
Finalmente, los operadores de ambos sistemas eléctricos procederán a ejecutar la subasta explícita diaria, comunicando a continuación los resultados de la misma, y las correspondientes autorizaciones para la programación, a todos y cada uno de los sujetos que han resultado adjudicatarios de capacidad.
Tras la subasta explícita diaria, el OS pondrá a disposición del OM el valor de capacidad de intercambio asignada como resultado de 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.
5.3 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 de un SM en el PDBF deberá ser nulo.
5.4 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).
5.5.1.1 Contratos de emisiones primarias de energía, en el caso de que éstos se realicen mediante entrega física: Con una antelación no inferior a las 20:30 horas del día D-2, en caso de que el ejercicio de las opciones correspondientes a las subastas de emisiones primarias se realice mediante entrega física de energía:
Antes de las 08:50 horas del día D-1, o excepcionalmente antes de las 9:00 horas, el OS pondrá a disposición de los SM:
5.5.1.2 Contratos internacionales: 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 como resultado de 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.
Antes de las 9:35 horas del día D-1, el OS recibirá la nominación correspondiente a:
5.5.2 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:
Asimismo, antes de las 09:45 horas, el OS pondrá a disposición del OM la información relativa a la nominación de contratos bilaterales con entrega física nominados ante el OS con anterioridad al mercado diario.
5.5.3 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.
5.5.4 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:
5.5.5 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:
5.5.6 Elaboración y publicación del programa PDBF: El OS verificará la coherencia de las nominaciones de programas realizadas, de forma directa o indirecta, por los sujetos del mercado y la información referente a los programas de energía contratados en el mercado diario, recibida del OM.
Antes de las 12:00 horas de cada día, o bien antes de transcurrida 1 hora desde la comunicación al OS de la información de los resultados de la contratación en el mercado diario correspondiente a unidades de oferta del sistema eléctrico peninsular español, en aquellas ocasiones en los que ésta se realice con posterioridad a las 11:00 horas, 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.
5.6 Recepción de información tras el PBF: Antes de transcurridos 30 minutos desde la publicación del PDBF, los SM deberán comunicar al OS el programa de venta de energía establecido en el PDBF necesario para el consumo de gas siderúrgico de aquellas unidades de programación de régimen ordinario, no incluidas en el Anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, y que utilicen como parte del combustible para la generación gas siderúrgico.
5.7 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 programa PDVP de las unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico peninsular español resultante de este proceso será publicado por el OS no más tarde de las 14:00 horas, o bien, antes de transcurridas 2 horas desde la publicación del PDBF, 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.
5.8.1 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 realizado el intercambio de información con el operador del sistema eléctrico francés el OS pondrá a disposición del OM la capacidad efectivamente nominada en los sistemas eléctricos francés y español al objeto de que esta información sea tenida en cuenta en el proceso de aceptación de ofertas en las sesiones primera a quinta, inclusive, del mercado intradiario.
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 primera subasta explícita intradiaria.
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 cuenta en el proceso de aceptación de ofertas en las sesiones primera a quinta, inclusive, del mercado intradiario.
5.8.2 Segunda Subasta Intradiaria de Capacidad: Una vez publicado el PHF correspondiente a la quinta sesión del Mercado Intradiario de producción español, 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 primera subasta explícita intradiaria realizada conjuntamente por los operadores de ambos sistemas eléctricos.
5.9 Requerimientos de reserva de regulación secundaria: Cada día, el OS establecerá los requerimientos de reserva de regulación secundaria para cada uno de los periodos de programación del día siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establece la reserva para la regulación 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 del día D-1.
5.10 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.
No más tarde de las 16:00 horas del día D-1, 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.
5.11 Requerimientos de reserva de regulación terciaria: Cada día, el OS establecerá los requerimientos de reserva de regulación terciaria para cada uno de los periodos de programación del día siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establece la reserva para la regulación frecuencia-potencia.
5.12 Ofertas de regulación terciaria: Antes de las 23:00 horas del día D-1, los SM deberán presentar ofertas de toda la reserva de regulación terciaria que tengan disponible tanto a subir como a bajar para todo el horizonte de programación del día siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen las condiciones para la prestación del servicio de regulación terciaria. Estas ofertas deberán ser actualizadas de forma continua por los SM siempre que se produzcan modificaciones en la programación o disponibilidad de sus unidades de producción, siendo obligatoria la oferta de toda la reserva de regulación terciaria disponible en cada unidad.
A) La unidad de oferta vende energía en el MI:
B) La unidad de oferta recompra energía en el MI:
9.1 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 de las unidades de programación localizadas en el sistema eléctrico peninsular español.
9.2 Actuaciones inmediatas ante desequilibrios en tiempo real: En el momento en que se produzca 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.
9.3 Modificaciones de los P48: La modificación de un P48 respecto del anterior podrá venir motivada por:
9.4 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.
12.1 Definición de Unidad de Programación: La Unidad de Programación es la unidad elemental de representación de los programas de energía definidos en este Procedimiento de Operación.
En el caso de unidades de producción de régimen especial, las Unidades de Programación estarán constituidas por una o más Unidades Físicas. Estas Unidades Físicas estarán compuestas a su vez por un conjunto de unidades de generación de régimen especial que comparten el mismo código RAIPRE (Código del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Régimen Especial) y también el régimen económico de venta de energía. Cada una de estas unidades de generación estará identificada por su código CIL (Código de la Instalación a efectos de la Liquidación). El OS facilitará periódicamente a la Comisión Nacional de Energía la relación existente entre Unidades Físicas, unidades de generación y códigos CIL.
12.2 Titular de la Unidad de Programación: El titular de la Unidad de Programación (y/o Unidad de Programación Genérica) será el Sujeto del mercado responsable de dicha Unidad de Programación (y/o Unidad de Programación Genérica) en el mercado de producción español.
12.3 Representante de la Unidad de Programación: El Representante de una Unidad de Programación será un sujeto designado por el sujeto titular de la Unidad de Programación para actuar por cuenta del titular, bien en nombre propio o en nombre ajeno, en el Mercado de Producción Español utilizando para ello las mismas Unidades de Programación que utilizaría el sujeto titular excepto en los casos establecidos en el Anexo II.
P.O. 9, Información intercambiada por el operador del sistema, dejado sin efecto a partir de la fecha en que sean de aplicación los correspondientes procedimientos de operación aprobados por la Res. de 18 de diciembre de 2015, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establecen los criterios para participar en los servicios de ajuste del sistema y se aprueban determinados procedimientos de pruebas y procedimientos de operación para su adaptación al R.D. 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos («B.O.E.» 19 diciembre).Vigencia: 20 diciembre 2015

References: Real Decreto 
 Real Decreto 
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 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Resolución 
 Resolución 
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 artículo 25
 resolución 
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 Real Decreto 
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 Resolución 
 resolución 
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