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Timestamp: 2020-01-18 20:25:34+00:00

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Resolución 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 (Vigente hasta el 20 de Diciembre de 2015).
Vigencia desde 13 de Mayo de 2014. Esta revisión vigente desde 13 de Mayo de 2014 hasta 20 de Diciembre de 2015
4.2.2.1 Con oferta simple presentada.–
5.2.1 Penalización a la zona de regulación por los ciclos en que permanezca en «off».–
5.2.2 Bonificación a la zona de regulación por reserva residual superior a la asignada.–
5.2.3 Penalización a la zona de regulación por reserva residual inferior a la asignada.–
6.1 Ofertas de venta retiradas para solución de restricciones técnicas a la casación del mercado intradiario o para el reequilibrio generación-demanda posterior.–
6.2 Ofertas de adquisición retiradas para solución de restricciones técnicas a la casación del mercado intradiario o para el reequilibrio generación-demanda posterior.–
3.1 Regulación terciaria.–
3.2 Reserva de regulación terciaria.–
4.1 Habilitación de unidades para la prestación del servicio.–
10.1 Liquidación de la provisión del servicio.–
10.2 Distribución de los costes derivados de la provisión del servicio de regulación terciaria.–
P.O.7.3, Regulación terciaria 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).
3.1 Criterio de signos.–
El criterio de signos adoptado en las fórmulas de este procedimiento es el siguiente:
3.2 Magnitudes.–
Las magnitudes a las que se hace referencia en los textos y fórmulas de este procedimiento de operación se entenderán expresadas en las siguientes unidades:
3.3 Fórmulas.–
Los términos de las fórmulas de este procedimiento de operación se entenderán referidos a valores de una hora, salvo mención expresa en otro sentido.
3.4 Términos.–
En este procedimiento el término consumidor directo se refiere a Consumidor Directo en Mercado.
4.1.1.1 Oferta simple.–
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta simple, por no ser aplicable la oferta compleja, dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:
ERPVPVOSu,b = Energía a subir del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en fase 1.
POPVPVOSu,b = Precio ofertado correspondiente a oferta simple para el bloque b de la unidad u.
4.1.1.2 Oferta compleja.–
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:
ERPVPVOCu = Energía a subir de la unidad u, en aplicación de la oferta compleja.
POPVPVDIAu = Precio aplicable para todas las horas del día resultante de la aplicación de la oferta compleja y obtenido del siguiente modo:
POPVPVDIAu = mínimo(IMPPVPu, IMPPHFu) / Σh ERPVPVOCu,h
NAFu,pvp = Número de arranques diarios en frío programados en PVP.
PAFu = Precio del arranque en frío en la oferta compleja.
NACu,pvp = Número de arranques diarios en caliente programados en PVP.
PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.
NHESu,pvp = Número de horas diarias con energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja.
PHCu = Precio por hora en la oferta compleja.
ERPVPu = Energía diaria a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja.
PECu = Precio por energía en la oferta compleja.
IMPPHFu = NAFu,phf × PAFu + NACu,phf × PACu + NHRu,phf × PHCu + PHFu,phf × PECu - IMDCBMI
NAFu,phf = Número de arranques diarios en frío programados en PHF.
NACu,phf = Número de arranques diarios en caliente programados en PHF.
NHRu,phf = Número de horas diarias con PHF mayor que cero.
PHFu,phf = Energía diaria del PHF en el día.
IMDCBMIu = Suma de ingresos diarios en las tres primeras horas en el mercado diario y contratos bilaterales, calculados por valoración a precio marginal del mercado diario de la energía del PBF, y del saldo diario de las sesiones del mercado intradiario, de la fase 2 de restricciones del PBF y de las restricciones del mercado intradiario.
4.1.1.3 Sin oferta o insuficiencia de la oferta existente.–
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF por mecanismo excepcional de resolución dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:
4.1.2.1 Transacción del mercado diario.–
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación correspondientes a transacciones del mercado diario, se considerará como una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a un derecho de cobro de la unidad u, que se calcula según la fórmula siguiente:
4.1.2.2 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física.–
La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación de la transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física no dará lugar a liquidación económica alguna.
4.1.3.1 Transacción del mercado diario.–
La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones del mercado diario se considerará como una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a una obligación de pago para la unidad u, que se calcula según la fórmula siguiente:
4.1.3.2 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo nacional no de bombeo.–
La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones asociadas a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo nacional, excluido el bombeo, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:
4.1.3.3 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo de bombeo o a una exportación.–
La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones asociadas a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo de bombeo o a una exportación no dará lugar a liquidación económica alguna.
4.1.4 Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones a subir de fase 1.–
Se revisarán los arranques programados comprobando que han sido efectivamente realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío, al ser revisado, puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas, pero no al revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los últimos 5 periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación.
OPEINCPVPu = EINCPVPu × (PMEDPVPSu - PMD) si PMEDPVPSu> PMD
DCEINCPVPu = EINCPVPu × (PMEDPVPSu - PMD) si PMD > PMEDPVPSu
EINCPVPu = Energía incumplida a subir en fase 1 de la unidad u descontando el incumplimiento motivado por energía a bajar por restricciones en tiempo real.
PMEDPVPSu = Precio medio ponderado de toda la energía programada a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF en la fase 1 de la unidad u.
EINCPVPu = MAX [- ERPVPu, MIN (0, MEDRTR - PVP) ]
MEDRTR = MAX(PBF, MBC ) + MIN [PVP - (PHF+TG), - RTR] si RTR<0 y
4.1.5 Energía retirada por congestión en frontera internacional.–
La energía retirada del Programa Base de Funcionamiento a las unidades de venta o adquisición de transacciones asociadas a un contrato bilateral con entrega física por congestión en frontera internacional no darán lugar a liquidación económica alguna.
4.1.6.1 Energía programada en PBF.–
En el caso de que una de las unidades de programación de las que quedan obligadas a participar en el proceso de la resolución de restricciones por garantía de suministro como unidades vendedoras haya sido programada en el PBF, habiendo ofertado en el mercado diario de acuerdo con lo establecido en el apartado 3.1 del Anexo II del Real Decreto 134/2010, y siempre que no se haya alcanzado el volumen máximo de producción programado en el año natural, se asignará a la unidad u un derecho de cobro ó una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:
DCEPBFGSu = EPBFGSu x (PSGSu - PMD)
OPEPBFGSu = EPBFGSu x (PSGSu - PMD)
EPBFGSu = Energía programada en el programa base de funcionamiento a la unidad u, siendo ésta una de las obligadas a participar en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro, habiendo ofertado en el mercado diario de acuerdo con lo establecido en el apartado 3.1 del anexo II del Real Decreto 134/2010, y que no supera el valor de energía del plan de funcionamiento actualizado publicado, EPFGSu, por el operador del sistema.
EPBFGSu = MIN (PBFu, EPFGSu)
PSGSu = Precio horario de la unidad u, correspondiente al coste unitario de generación establecido para cada central con los decimales que, en su caso, se fijen normativamente en euros/MWh.
4.1.6.2 Energía programada para la resolución de restricciones por garantía de suministro en el PBF.–
La asignación de energía a subir para solución de restricciones por garantía de suministro dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
ESGSu = Energía programada a subir a la unidad u en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.
PSGSu = Precio horario de la unidad u, correspondiente al coste unitario de generación establecido para cada central.
4.1.6.3 Obligación de pago por incumplimiento de producción de la energía programada por garantía de suministro.–
En el caso de que en todas las horas del día con energía programada por garantía de suministro, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la programada, se mantendrán los derechos de cobro calculados según el apartado anterior.
EINCGSu = Energía incumplida a subir por garantía de suministro de la unidad u.
EINCGSu = MIN (0, MBCu - EPVPGSu)
MBCu = Producción medida en barras de central de la unidad u.
EPVPGSu = (EPBFGSu + ESGSu).
EPBFGSu = Energía programada en el programa base de funcionamiento a la unidad u con derechos de cobro u obligaciones de pago anotados según el apartado 4.1.6.1.
4.1.6.4 Incremento neto de energía gestionada en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y mercado intradiario.–
Durante el periodo de aplicación de la Disposición final quinta de RD 1634/2011, desde el 8 de diciembre hasta el 31 de diciembre de 2011 ambos inclusive,se anotará un derecho de cobro u obligación de pago al incremento neto de programa gestionado en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario, producido de forma efectiva, y que no supere el plan de funcionamiento actualizado diario.
DCEGSP48u = ESGSP48u x (PSGSu - PGSP48u) Si PSGSu > PGSP48u
OPEGSP48u = ESGSP48u x (PSGSu - PGSP48u) Si PSGSu < PGSP48u
DCEGSP48u= Derecho de cobro por el aumento neto de programa gestionado en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario.
OPEGSP48u = Obligación de pago por el aumento neto de programa gestionado en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario.
ESGSP48u = Aumento neto de programa gestionado en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario, con derecho a la percepción del coste unitario regulado, producido de forma efectiva, y que no supera el plan de funcionamiento actualizado diario.
PSGSP48u = Precio medio horario de la unidad u, resultante de todas las transacciones en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario.
ESGSP48u = MIN [MAX(0,(EPFGSu - PVPu)), MAX(0,TERGDVMIu), MAX(0, (MBCu - PVPu))]
TERGDVMIu = Saldo neto de las transacciones en el mercado intradiario, mercados de gestión de desvíos y regulación terciaria.
MBCu = Medida en barras central, según se establece en el apartado 13.2.
EPFGSu = Energía del plan diario de funcionamiento publicado.
PVPu = Energía programada en el Programa Viable Provisional, tras el resultado de las restricciones técnicas y las restricciones por garantía de suministro.
PMIs = Precio de la sesión s del mercado intradiario.
PMIBGSs = min(PMIs,PSGSu) Este precio aplica en caso de recompra en el mercado intradiario de modo que si el precio de recompra es superior al coste unitario de generación establecido para cada central, no se reconoce dicho ingreso.
EMISu,s = Energía programada a subir en la sesión s del mercado intradiario.
EMIBu,s = Energía programada a bajar en la sesión s del mercado intradiario.
4.2 Reequilibrio generación-demanda.–
La energía asignada a bajar, para obtener un programa equilibrado en generación y demanda, a unidades de venta de energía correspondiente a contratos bilaterales cuya demanda haya sido reducida en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas del PBF, no dará lugar a liquidación económica alguna.
4.2.1.1 Con oferta simple presentada.–
La asignación de energía a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:
ERECOOSSu,b = Energía del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en fase 2.
POECOSu,b = Precio de la oferta simple de energía a subir del bloque b de la unidad u, para el proceso de resolución de restricciones técnicas.
4.2.1.2.1 Unidades de adquisición.–
La energía asignada a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de adquisición que no hayan presentado la correspondiente oferta de energía a subir para el proceso de resolución de restricciones técnicas, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
4.2.1.2.2 Unidades de venta.–
La energía asignada a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta simple de energía a subir para el proceso de resolución de restricciones técnicas, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
La asignación de energía a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda dará lugar a una obligación de pago de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:
ERECOOSB u,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple de la unidad u asignadaen fase 2.
POECOB u,b = Precio de la oferta de energía a bajar del bloque b de la unidad u, para el proceso de resolución de restricciones técnicas.
4.2.2.2.1 Unidades de adquisición.–
La energía asignada a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de adquisición cuando asignadas todas las ofertas presentadas, se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolución, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:
4.2.2.2.2 Unidades de venta.–
La energía asignada a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta de energía a bajar para el proceso de resolución de restricciones técnicas dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:
4.2.3 Energía programada a bajar para resolución de los desequilibrios entre generación y demanda tras la resolución de restricciones por garantía de suministro.–
La asignación de energía programada a bajar dará lugar a una obligación de pago al precio del mercado diario:
4.3 Sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF.–
El sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF (SCPVP) se calcula como la suma de todos los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 4.1.1 a 4.1.4 y de los apartados 4.2.1 y 4.2.2.
OPSCPVPua = SCPVP × MBCua / Σua MBCua
4.4 Saldo económico de restricciones por garantía de suministro.–
El saldo económico de las restricciones por garantía de suministro se calcula como la suma de todos los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 4.1.6 y 4.2.3.
5.1 Banda de regulación secundaria.–
La asignación de potencia para banda de regulación secundaria dará lugar a un derecho de cobro para cada unidad u con banda asignada que se calcula según la fórmula siguiente:
BANu = Banda de regulación secundaria asignada a la unidad u.
PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria.
El coste de la penalización por los ciclos en que la zona z está en «off» dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:
OFFz = - KAz × [RNTS + RNTB] × TOFFz / TRCP
KI = Coeficiente de incumplimiento publicado por el Operador del Sistema, previa autorización de la CNE. A la entrada en vigor de este procedimiento, el valor será 1,5.
KAz = Coeficiente de participación de la zona de regulación z en la reserva del sistema.
RNTS = Reserva nominal total a subir del sistema.
RNTB = Reserva nominal total a bajar del sistema.
TOFFz = Ciclos en «off» de la zona de regulación z, con excepción de aquellos que lo estén por indicación del operador del sistema.
TRCP = Número de ciclos activos de la regulación secundaria en la hora.
La bonificación por reserva residual superior a la asignada dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
KB = Coeficiente de bonificación que será igual que el coeficiente KI del apartado 5.2.1.
RRSPz = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a subir asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.
RRBPz = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.
El coste de la penalización por reserva residual inferior, que tiene valor negativo por serlo RRSNz y RRBNz, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:
KI = Coeficiente de incumplimiento que será igual que el coeficiente KI del apartado 5.2.1.
RRSNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulación z y su banda potencia nominal a subir asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.
RRBNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia.
5.3 Coste fijo total de la asignación de banda de regulación secundaria.–
El coste fijo total de la banda de regulación secundaria será la suma de los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 5.1 y 5.2 excepto los derivados de redespachos de energía indicados en el apartado 5.1, en los que formará parte del coste fijo total el sobrecoste de los mismos.
OPCFBANua = CFBAN × MBCua / Σua MBCua
La retirada de una oferta de venta de energía incluida en la casación del mercado intradiario dará lugar a una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a una obligación de pago para la unidad u calculada según la fórmula siguiente:
ERVMIu,s = Energía retirada a la unidad u en el proceso de solución de restricciones a la correspondiente sesión s del mercado intradiario.
PMIs = Precio marginal de la correspondiente sesión s del mercado intradiario.
La retirada de una oferta de compra de energía incluida en la casación del mercado intradiario dará lugar a una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a un derecho de cobro para la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:
ERCMIu,s = Energía retirada a la unidad u en el proceso de solución de restricciones a la correspondiente sesión s del mercado intradiario.
7.1.1 Restricciones técnicas en tiempo real a subir con oferta de terciaria.–
La asignación de energía a subir por restricciones en tiempo real empleando la oferta de terciaria dará lugar a un derecho de cobro a la unidad u por cada bloque de energía b que se calcula según la fórmula siguiente:
ERTRTSu,b = Energía a subir del bloque b de la oferta de terciaria a subir de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real.
POTERSu,b = Precio ofertado para terciaria a subir para el bloque de energía b.
7.1.2 Restricciones técnicas en tiempo real a subir con oferta presentada para el proceso de solución de restricciones técnicas del PBF.–
La asignación de energía a subir por seguridad en tiempo real empleando la oferta presentada para el proceso de solución de restricciones dará lugar a un derecho de cobro para la unidad que se calcula según sea de aplicación la oferta simple o compleja.
7.1.2.1 Oferta simple.–
El derecho de cobro de la unidad u por cada bloque de energía b asignado se calcula según la fórmula siguiente:
ERTROSSu,b = Energía a subir del bloque b de la oferta simple de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real.
POSSu,b = Precio de la oferta simple a subir para el bloque de energía b.
7.1.2.2 Oferta compleja.–
Los derechos de cobro o, en su caso, obligaciones de pago por la energía limitada por restricciones en tiempo real a unidades que hayan presentado oferta compleja y ésta sea de aplicación, se calculan según las fórmulas siguientes:
DCELTROCu = Mín (ELTROCSu - ERTROCSu, PHFu) x (POCHORAu – PMIu)
POCHORAu = Precio horario de la oferta compleja para la energía limitada en la hora h, calculado según las fórmulas siguientes.
NAFu = Número de arranques diarios en frío.
NACu = Número de arranques diarios en caliente.
HLIM = Horas con energía limitada a la unidad u por restricciones en tiempo real.
ENELIM = Energía con limitación a bajar por restricciones en tiempo real en el día con oferta compleja.
ENELIM = ERTROCSu +Mín (ELTROCSu - ERTROCSu, PHFu)
7.1.3 Restricciones técnicas en tiempo real a subir sin oferta.–
El derecho de cobro por la energía asignada sobre unidades que no han presentado oferta o que han agotado la oferta existente, se calcula según la fórmula siguiente:
7.1.4 Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones en tiempo real a subir.–
Se revisarán los arranques programados comprobando si han sido efectivamente realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío al ser revisado puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas pero no al revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los últimos 5 periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación.
EINCLTRSu = Max (- ELTRORSu , min (0, MBCu - max(ELTRORSu +TGB, 0) )
ELTRORSu = energía limitada a bajar en la hora a la unidad u por restricciones en tiempo real.
PORHORAu = Precio medio de la energía limitada a bajar por restricciones en tiempo real.
POTRu,b,of = precio por restricciones técnicas en tiempo real a subir que aplica a cada bloque b de energía asignada de la unidad u para el tipo de oferta of (oferta de terciaria, oferta simple de restricciones, sin oferta o con oferta agotada).
7.2.1 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar con oferta de terciaria.–
La asignación de energía a bajar por seguridad en tiempo real empleando la oferta de terciaria dará lugar a una obligación de pago a la unidad u por cada bloque de energía b que se calcula según la fórmula siguiente:
ERTRTBu,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta de terciaria a bajar de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real.
POTERBu,b = Precio ofertado para terciaria a bajar para el bloque de energía b.
7.2.2 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar con oferta presentada para el proceso de solución de restricciones.–
La asignación de energía a bajar por seguridad en tiempo real empleando la oferta presentada para el proceso de solución de restricciones, dará lugar a una obligación de pago para la unidad u por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:
ERTROSBu,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple a bajar de la unidad u por solución de restricciones en tiempo real.
POSBu,b = Precio de la oferta simple a bajar para el bloque de energía b.
7.2.3 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar sin oferta.–
La obligación de pago por la energía asignada a bajar sobre unidades que no han presentado oferta o que han agotado la oferta existente se calcula según la fórmula siguiente:
7.2.4 Restricciones técnicas en tiempo real a bajar a unidades de adquisición de bombeo.–
En el caso de unidades de adquisición de bombeo la asignación de energía a bajar por seguridad en tiempo real dará lugar a una obligación de pago adicional por las reservas de energía generadas en el vaso superior de dicha unidad de bombeo que se calcula según la fórmula siguiente:
7.3 Sobrecoste de las restricciones técnicas en tiempo real.–
El sobrecoste de las restricciones técnicas en tiempo real se calculará como la diferencia entre la suma de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago de los apartados 7.1 y 7.2 y el importe de la energía asignada por restricciones técnicas en tiempo real valorada al precio marginal del mercado diario.
OPSCRTRua = SCRTR × MBCua / Σua MBCua
8.1 Intercambios de apoyo con precio establecido para el mismo.–
Los intercambios de apoyo entre sistemas que realice el Operador del Sistema mediante compensación económica por la energía suministrada a través de las interconexiones se anotarán para cada interconexión en la cuenta del Operador del Sistema como derecho de cobro, si es en sentido importador, y como obligación de pago, si es en sentido exportador.
OPSCIAua = SCIA × MBCua / Σua MBCua
8.2 Intercambios de apoyo sin precio.–
Los intercambios de apoyo que realice el Operador del Sistema mediante devolución de energía se valorarán al precio marginal del mercado diario realizándose una anotación en una cuenta de compensación horaria a efectos de su liquidación de acuerdo con lo establecido en el PO14.6. La anotación será un derecho de cobro, si el intercambio es en sentido importador y una obligación de pago, si es en sentido exportador.
8.3 Intercambios de energía entre sistemas eléctricos por seguridad del sistema.–
Los intercambios de energía entre sistemas eléctricos por seguridad, programados por restricciones técnicas del PBF o por restricciones técnicas en tiempo real, darán lugar a las siguientes anotaciones según el sentido del intercambio:
8.4 Intercambios transfronterizos de energía de balance entre sistemas eléctricos.–
Los intercambios transfronterizos de energía de balance entre sistemas que realice el operador del sistema se valoraran al precio indicado en los apartados siguientes. Se realizará una anotación horaria para cada interconexión en la cuenta del operador del sistema, a efectos de su liquidación de acuerdo con lo establecido en el PO14.6.
8.4.1 Intercambio de energías de balance en sentido importador.–
Si el intercambio transfronterizo de energías de balance tiene sentido importador, se anotará un derecho de cobro en cada interconexión i que se calculará mediante la fórmula siguiente:
DCITB i = Σb (EIITBi,b x PEIITBi,b)
EIITBi,b = Energía de importación del bloque de oferta b correspondiente a intercambio transfronterizo de energía de balance en la interconexión i,
PEIITBi,b = Precio del bloque de oferta b asociado a la importación programada en la interconexión i por servicio transfronterizo de energía de balance.
8.4.2 Intercambio de energía de balance en sentido exportador.–
Si el intercambio transfronterizo de energía de balance es en sentido exportador se anotará una obligación de pago en cada interconexión i que se calculará con la fórmula siguiente:
OPITB i = Σ b (EEITBi,b x PEEITBi,b)
EEITBi,b = Energía de exportación del bloque de oferta b correspondiente al intercambio transfronterizo de energía de balance en la interconexión i.
PEEITBi,b = Precio del bloque de oferta b asociado a la exportación programado en la interconexión i por servicio transfronterizo de energía de balance.
9.1 Gestión de desvíos a subir.–
La asignación de energía a subir por el procedimiento de resolución de desvíos da lugar a un derecho de cobro para cada unidad u en la sesión s que se calcula según la fórmula siguiente:
EPRDSu,s = Energía asignada a subir por el procedimiento de resolución de desvíos a la unidad u en la sesión s.
PMPRDSs = Precio marginal de la asignación de energía a subir por el procedimiento de resolución de desvíos en la sesión s.
9.2 Gestión de desvíos a bajar.–
La asignación de energía a bajar por el procedimiento de resolución de desvíos da lugar a una obligación de pago para cada unidad en la sesión s que se calcula según la fórmula siguiente:
EPRDBu,s = Energía asignada a bajar por el procedimiento de resolución de desvíos a la unidad u en la sesión s.
PMPRDBs = Precio marginal de la asignación de energía a bajar por el procedimiento de resolución de desvíos en la sesión s.
10.1 Regulación terciaria a subir.–
La asignación de energía de regulación terciaria energía a subir da lugar a un derecho de cobro para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
ETERSu = Energía terciaria asignada a subir a la unidad u.
PMTERS = Precio marginal de la asignación de terciaria a subir.
10.2 Regulación terciaria a bajar.–
La asignación de energía de regulación terciaria energía a bajar da lugar a una obligación de pago para cada unidad que se calcula según la fórmula siguiente:
ETERBu = Energía terciaria asignada a bajar a la unidad u.
PMTERB = Precio marginal de la asignación de terciaria a bajar.
11.1 Regulación secundaria a subir.–
La aportación de energía de regulación secundaria a subir por cada zona de regulación z da lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:
CATS = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a subir, en caso contrario, CATS será igual a 1,15.
ESECSz = Energía de regulación secundaria a subir aportada por la zona de regulación z.
PMSECS = Precio marginal de la energía de regulación secundaria aportada a subir.
11.2 Regulación secundaria a bajar.–
La asignación de energía de regulación secundaria a bajar da lugar a una obligación de pago para cada zona de regulación z que se calcula según la fórmula siguiente:
CATB = 1 si no se ha agotado la escalera de terciaria a bajar, en caso contrario CATB será igual a 0,85.
ESECBz = Energía de regulación secundaria aportada a bajar por la zona de regulación z.
PMSECB = Precio marginal de la energía de regulación secundaria aportada a bajar.
ERSINTua = Energía elevada a barras de central de la reducción de consumo horario debida a las órdenes de reducción de potencia a consumidores integrados en la unidad ua.
PMD = Precio marginal del mercado diario.
13.1 Programa Horario de Liquidación.–
El Programa Horario de Liquidación (PHL) de la unidad u se calculará como la suma de:
13.2 Medida en barras de central.–
La medida en barras de central de la unidad u se determinará según los siguientes criterios:
MBCuexp = Medida en barras de central de la unidad de programación de exportación uexp.
CPERfrint = Coeficiente de pérdidas de la tarifa general de acceso de alta tensión para la frontera internacional frint. El valor aplicable, en caso de que sean de aplicación las pérdidas, será el que corresponda al nivel de tensión «mayor de 145 kV» excepto en la interconexión con Andorra que será, en caso de que sean de aplicación, el que corresponda al nivel de tensión «mayor de 72,5 y no superior a 145 kV». En las fronteras con los países con los que se haya firmado acuerdo de reciprocidad el valor será cero.
MBCuc = Σnt Σta [MPFCuc,nt,ta × (1 + CPERnt,ta)]
MPFCuc,nt,ta = Suma de las medidas de la energía consumida en los puntos frontera de consumidores a la unidad de programación del comercializador o consumidor directo uc a nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta. Este valor será negativo.
CPERnt,ta = Coeficiente de pérdidas para contratos de acceso en puntos de suministro a consumidores con nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta y para el periodo tarifario que corresponda para la hora en la tarifa de acceso ta. Este valor será positivo.
PHLua = Programa Horario de Liquidación de la unidad de adquisición para demanda ua,excluida la cuota del programa correspondiente al consumo en barras de central de los clientes de tipo 1 de la unidad ua a los que se ha aplicado la liquidación potestativa establecida en el P.O. 14.1.
SALDOENEua = Asignación a la unidad de programación de adquisición para demanda ua del saldo de energía liquidada de los programas y las medidas disponibles en barras de central (SALDOENE). La asignación se realizará de forma proporcional al Programa Horario de Liquidación de cada unidad según la fórmula siguiente:
SALDOENEua= SALDOENE × PHLua / Σua PHLua
13.3 Precio de los desvíos.–
A efectos de lo dispuesto en el apartado 13.5 se calculará el saldo neto horario SNSB de las energías a subir y a bajar asignadas:
− por el procedimiento de resolución de desvíos,
− por regulación terciaria,
− por regulación secundaria,
− por servicios transfronterizos de energías de balance entre sistemas.
SNSB= Σu,s(EPRDSu,s+EPRDBu,s) + Σu(ETERSu+ETERBu) +Σz (ESECSz+ESECBz) + Σi,b(EIITBi,b + EEITBi,b)
13.3.1 Precio de desvíos a subir.–
Se definen como desvíos a subir los desvíos en sentido de mayor generación y los desvíos en sentido de menor consumo.
13.3.2 Precio de desvíos a bajar.–
Se definen como desvíos a bajar los desvíos en sentido de menor generación y los desvíos en sentido de mayor consumo.
13.4.1 Desvío de las zonas de regulación.–
El desvío de cada zona de regulación z se calculará con la fórmula siguiente:
DESVz = Σu (MBCu –PHLu) x PUZu,z – (ESECSz + ESECBz)
MBCu = Medida en barras de central de la unidad de programación u integrada en la zona de regulación z.
PHLu = Programa Horario de Liquidación de la unidad de programación u integrada en la zona de regulación z.
PUZu,z = Porcentaje de integración de la unidad de programación u en la zona de regulación z.
ESSECz = Energía de regulación secundaria a subir aportada por la zona de regulación z.
EBSECz = Energía de regulación secundaria a bajar aportada por la zona de regulación z.
13.4.2 Desvío de las unidades de programación no integradas en zona de regulación.–
El desvío de cada unidad de programación u, no integrada en zona de regulación, de cada unidad de adquisición de demanda, de cada unidad de importación o exportación y de unidades genéricas se calculará con la fórmula siguiente:
MBCu = Medida elevada a barras de central de cada unidad de producción o de adquisición u, según lo establecido en el apartado 13.2.
PHLu = Programa horario liquidado de cada de cada unidad de producción o de adquisición u, según lo establecido en el apartado 13.1.
13.5 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los desvíos.–
A efectos de la determinación de los derechos de cobro y obligaciones de pago por desvíos, se calcularán los desvíos de la siguiente manera:
13.5.1 Desvío positivo.–
Si el desvío d calculado según lo establecido en los párrafos iniciales del apartado 13.5 es positivo, el precio a aplicar al desvío d será el precio del desvío a subir, PDESVS, calculado según lo establecido en el apartado 13.3. El importe será positivo y se calculará con la fórmula siguiente:
DCDESVuz,d = DESVuz,d × PMD + DESVuz,d × DESVd × (PDESVS - PMD)/ Σu DESVPuz,d
Σu DESVPuz,d = suma de los desvíos positivos DESVPuz,d = DESVuz,d > 0
ECODESVd = Σuz DCDESVuz,d + Σuz OPDESVuz,d
13.5.2 Desvío negativo.–
Si el desvío d calculado según lo establecido en los párrafos iniciales del apartado 13.5 es negativo, el precio a aplicar al desvío d será el precio del desvío a bajar, PDESVB, calculado según lo establecido en el apartado 13.3. El importe será negativo y se calculará con la fórmula siguiente:
OPDESVuz,d = DESVuz,d × PMD + DESVuz,d × DESVd × (PDESVSB - PMD)/ Σu DESVNuz,d
Σu DESVNuz,d = suma de los desvíos negativos DESVNuz,d = DESVuz,d < 0
13.5.3 Desvío cero.–
Si el desvío d calculado según lo establecido en los párrafos iniciales del apartado 13.5 es cero, el importe económico será cero. Los derechos de cobro y las obligaciones de pago de las unidades de programación que producen el desvío cero se calcularán según los siguientes criterios:
a. La unidad u con desvío positivo (DESVu,d > 0) tendrá un derecho de cobro que se calculará con la fórmula siguiente:
b. La unidad u con desvío negativo (DESVu,d < 0) tendrá una obligación de pago que se calculará con la fórmula siguiente:
13.5.4 Anulación del coste del desvío de instalaciones exentas.–
Las unidades de programación que integren exclusivamente instalaciones de régimen especial completamente exentas del pago del coste de los desvíos tendrán en cada periodo horario de programación un derecho de cobro en concepto de anulación del coste del desvío que se calculará según la siguiente fórmula:
DCDSVEXu = Abs(DESVEXu) x Abs (PMD - PREDESVu)
DESVEXu = Desvío exento de la unidad de programación u calculado según lo dispuesto en el apartado 12.4.2 que será positivo o negativo según corresponda a mayor o menor producción que la prevista. La exención está limitada a desvíos respecto a la potencia instalada, en el caso de programa superior a dicha potencia.
PREDESVu = Precio del derecho de cobro u obligación de pago de la unidad de programación u por desvío según lo dispuesto en los apartados 13.5.1, 13.5.2 y 13.5.3, resultado del cociente entre el importe anotado y la energía del desvío.
PMD = Precio horario del mercado diario.
13.6 Desvíos internacionales entre sistemas.–
Los desvíos internacionales entre sistemas se calculan como diferencia entre la medida en los puntos frontera con otros sistemas eléctricos y el programa acordado entre los operadores de los sistemas. Se valorarán al precio del desvío establecido en el apartado 13.3 que sea aplicable realizándose una anotación en una cuenta de compensación horaria para su liquidación de acuerdo con lo establecido en el P.O.14.6.
DIR = Σfrint DIRfrint
13.7 Acciones coordinadas de balance con otros sistemas.–
La energía de las acciones coordinadas de balance con otros sistemas se valorará desde el sistema español al precio de desvíos establecido en el apartado 13 que sea aplicable al sentido correspondiente a la acción de balance. Se realizará una anotación horaria para cada interconexión en la cuenta del Operador del Sistema para su utilización de acuerdo con lo establecido en el P.O.4.1.
13.8 Cierre de energía.–
En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía en cada hora, CIERRE, se calcula como la diferencia entre las pérdidas medidas de transporte y distribución y las pérdidas estándares calculadas de acuerdo con lo establecido en la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009 de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.
CIERRE = PRTD - Σta Σnt [MPFCuc,nt,ta × CPERnt,ta]
PRTD = PT + Σd PRDd
PT = Pérdidas medidas de la red de transporte. Este valor será negativo.
PRDd = Pérdidas medidas de la red de distribución del distribuidor d. Este valor será negativo.
13.9 Asignación del excedente o déficit de la valoración de desvíos.–
Como consecuencia del método de valoración de los desvíos, el saldo resultante del conjunto de derechos de cobro y obligaciones de pago en una hora (SALDOLIQ) será un excedente, o en su caso, un déficit.
DCAJDVu = - SALDOLIQ x MBCua / Σu MBCua
OPAJDVu = - SALDOLIQ x MBCua / Σu MBCua
14.1 Obligación de pago por incumplimiento de la obligación de saldo cero en PBF.–
OPUPGPBF= -abs(Σug ENPBFug) × PMD x 1,3
14.2 Obligación de pago por incumplimiento de la obligación de saldo cero en el PHF.–
OPUPGPHF= -abs(Σug ENPHFug) × PMD x 0,15 x NS
14.3 Excedente por las obligaciones de pago por fallos de programación.–
El excedente generado por las obligaciones de pago de los apartados 14.1 y 14.2 se repartirá según el método descrito en el apartado 13.9. Asignación del excedente o déficit de la valoración de los desvíos.
EMIPIDrt,m = Σi,s,h EMIi,rt,s,h× (PMIs,h - PMDh)= Σup,s,h EMIup,rt,s,h × (PMIs,h - PMDh)
16.1 Restricciones técnicas en el mercado intradiario.–
Los redespachos de energía necesarios para resolver las restricciones técnicas identificadas o para el reequilibrio generación- demanda se liquidarán al precio de la correspondiente sesión del mercado intradiario.
16.2 Modificaciones del programa posteriores al PHF.–
Las modificaciones en el programa de las unidades de programación del enlace posteriores a las distintas sesiones del mercado intradiario se liquidarán al precio del mercado diario.
16.3 Desvío del programa.–
El desvío neto del programa de energía del enlace del sistema eléctrico peninsular con el sistema eléctrico balear se calculará como diferencia entre la energía medida en el punto frontera del enlace con el sistema peninsular y el programa horario de liquidación neto de las unidades de programación del enlace y se liquidará al precio del desvío establecido en el apartado 13.3 según su sentido. El importe se repartirá proporcionalmente entre las unidades de programación del enlace según su programa.
16.4 Efectos en la liquidación de Baleares.–
Los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en los apartado 16.1, 16.2 y 16.3, así como la energía liquidada, se considerarán en la liquidación del despacho de Baleares, según se establece en el apartado 2 del anexo del Real Decreto 1623/2011.
P.O.14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste 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).

References: resolución 
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 Real Decreto 
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