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Timestamp: 2019-10-17 17:21:17+00:00

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Vigencia desde 29 de Octubre de 2010. Esta revisión vigente desde 11 de Agosto de 2012
P.O. 3.10 Resolución de restricciones por garantía de suministro
3. Restricción por garantía de suministro.-
4. Plan de funcionamiento para la resolución de restricciones por garantía de suministro.
5. Comunicación al Operador del Sistema de programas de funcionamiento.-
6. Proceso de resolución de las restricciones por garantía de suministro.-
7. Indisponibilidades de unidades de producción incluidas en el plan de funcionamiento semanal.-
8. Información a los sujetos del mercado.-
9. Solución de anomalías y reclamaciones al proceso de solución de restricciones por garantía de suministro.-
10. Participación de las centrales que intervienen en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro en los servicios de ajuste del sistema.
11. Liquidación del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.-
ANEXO I . Redespachos y precios aplicables a la prestación del servicio de resolución de restricciones por garantía de suministro del programa diario base de funcionamiento
P. O. 14.5 Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997
3. Precio medio de pagos por capacidad en liquidaciones sin medidas de demanda.-
5. Liquidaciones con cierre en la primera quincena del mes M.-
6. Liquidaciones con cierre en la segunda quincena del mes M.-
7. Comunicación de saldos a la CNE.-
8. Regularizaciones por exceso o defecto de la retribución por garantía de suministro.-
P.O. 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema
R Energía 24 Jul. 2012 (modificación de determinados procedimientos de operación del Sistema Eléctrico Peninsular (SEP) para su adaptación a la nueva normativa eléctrica)
Procedimiento de operación del Sistema P.O.—3.1 programación de la generación, dejado sin efecto por el apartado tercero de la Res. de 24 de julio de 2012, 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.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica («B.O.E.» 10 agosto). Procedimiento de operación del Sistema P.O.—3.2 resolución de restricciones técnicas, dejado sin efecto por el apartado tercero de la Res. de 24 de julio de 2012, 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.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica («B.O.E.» 10 agosto). Procedimiento de operación del Sistema P.O.—9 información intercambiada por el operador del sistema, dejado sin efecto por el apartado tercero de la Res. de 24 de julio de 2012, 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.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica («B.O.E.» 10 agosto). Procedimiento de operación del Sistema P.O.—14.4 derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema, dejado sin efecto por el apartado tercero de la Res. de 24 de julio de 2012, 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.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica («B.O.E.» 10 agosto).
Por su parte, el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, establece, en su artículo 31, que el operador del sistema podrá proponer para su aprobación por el Ministerio de Industria Turismo y Comercio los procedimientos de operación de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del sistema, quien resolverá previo informe de la Comisión Nacional de Energía.
El Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, modificado posteriormente por el Real Decreto 1221/2010, de 1 de octubre, por el que se modifica el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, desarrolla un nuevo servicio de ajuste del sistema denominado «resolución de restricciones por garantía de suministro», que tendrá lugar después de la casación del mercado diario.
El párrafo primero de la disposición adicional tercera del citado Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, dispone que, en un plazo máximo de tres días hábiles a partir de la publicación de este real decreto, el operador del sistema deberá presentar al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una propuesta de revisión de los procedimientos de operación afectados por lo establecido en este real decreto.
Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema de los nuevos procedimientos de operación del sistema P.O. 3.10 «Solución de restricciones por garantía de suministro» y P.O. 14.5 «Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997», y de las modificaciones de los procedimientos 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», una vez puesta a disposición de los representantes de los sujetos del sistema con objeto de recibir comentarios a su contenido, conforme establece la disposición adicional tercera 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.
Primero.- Aprobar los procedimientos para la operación del sistema eléctrico, P.O. 3.10 «Solución de restricciones por garantía de suministro», P.O. 14.5 «Saldos de las liquidaciones del operador 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», que se insertan a continuación.
P.O. 3.1: «Programación de la generación», aprobado por Resolución de la Secretaria de Estado de Energía de 18 de mayo de 2009.
P.O. 3.2: «Resolución de restricciones técnicas», aprobado por Resolución de la Secretaria de Estado de Energía de 18 de mayo de 2009.
P.O. 9: «Información intercambiada por el Operador del Sistema» », aprobado por Resolución de la Secretaria de Estado de Energía de 18 de mayo de 2009.
P.O. 14.4: «Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema», aprobado por Resolución de la Secretaria General de Energía de 28 de junio (sic) de 2008.
P.O. 3.10 Resolución de restricciones por garantía de suministro.
P.O. 14.5 Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2019/1997.
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.
El objeto de este procedimiento es establecer el proceso para la solución de las restricciones por garantía de suministro identificadas en el programa diario base de funcionamiento (PDBF) que afecten al sistema eléctrico español.
b) Sujetos de Mercado (SM).
Es 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 del 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.
Para la resolución de estas restricciones se aplicarán los mecanismos descritos en el presente procedimiento de operación.
4.1. Determinación del plan semanal de funcionamiento.-
El plan semanal de funcionamiento para la solución de restricciones por garantía de suministro establecerá, para cada día de la semana y con desglose horario, el programa de producción de las centrales que utilizan carbón autóctono como combustible. Este plan semanal abarcará el periodo de tiempo comprendido entre las 0:00 horas de cada sábado y las 24:00 horas del viernes inmediato siguiente.
De forma excepcional el primer plan semanal de funcionamiento abarcará el periodo de tiempo comprendido entre las 0:00 horas del primer día del mes siguiente al de entrada en vigor de este procedimiento de operación y las 24:00 horas del viernes inmediato siguiente.
Podrán formar parte de este plan semanal de funcionamiento las unidades de programación que corresponden a las centrales citadas en el Anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, y que no hayan alcanzado el volumen máximo de producción que puede ser programado en cada central por garantía de suministro fijado anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
El plan semanal de funcionamiento para cada unidad de programación será elaborado por el OS con el objetivo de alcanzar el volumen de generación térmica fijado anualmente para cada central por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, utilizando carbón autóctono como combustible y de forma que pueda ser integrado en el sistema garantizando los criterios de seguridad, calidad y fiabilidad del sistema contenidos en los procedimientos de operación.
Dado que el objetivo de producción con carbón autóctono se establece en términos anuales, previamente a la elaboración del plan semanal, se realizarán como base análisis con horizonte anual a fin de ubicar temporalmente el objetivo de producción en cada una de estas centrales de la manera más eficiente, teniendo en cuenta la estacionalidad anual de la demanda, de las aportaciones a los embalses hidroeléctricos, de la producción eólica y de la solar, así como la siguiente información comunicada al OS de acuerdo con lo fijado en los procedimientos de operación por los que se establece la previsión de la cobertura y análisis de seguridad del sistema eléctrico, los planes de mantenimiento de las unidades de producción y la información intercambiada por el operador del sistema:
Previsión de indisponibilidades de unidades de generación.
Existencias de carbón en parque de central en toneladas (desglosadas por tipos) y en millones de termias PCI y PCS.
Nivel de existencias de carbón y la capacidad máxima de almacenamiento del mismo en el parque de la central.
Plan previsto de entregas de carbón de consumo garantizado para los meses restantes del año en curso.
A fin de orientar a los sujetos del mercado, los resultados de los análisis que con horizonte anual realice el OS, serán publicados cada mes en un informe en el que, con desglose mensual, se refleje un plan de producción con carácter indicativo de las centrales que utilizan carbón autóctono como combustible.
El plan semanal se establecerá, de manera objetiva y no discriminatoria, teniendo en consideración las mejores previsiones de demanda, producción renovable eólica y solar, de cogeneración, hidraulicidad, intercambios internacionales, indisponibilidades comunicadas del equipo generador y de la red de transporte, así como la información semanal relativa a los embalses comunicada por las empresas propietarias al OS, de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la previsión de la cobertura y análisis de seguridad del sistema eléctrico y, el plan de funcionamiento horario indicativo por cada unidad de programación, que eventualmente pudiera recibir de los SM titulares de unidades de generación afectadas por las restricciones por garantía de suministro. Este plan horario indicativo podrá reflejar condiciones especiales de funcionamiento debidamente justificadas como, por ejemplo, las asociadas a la provisión del servicio de regulación secundaria por parte de estas unidades.
Para el establecimiento del plan semanal de funcionamiento se respetarán los valores correspondientes a las potencias mínimas y máximas técnicas de las unidades de producción, de acuerdo con la información contenida en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica (RAIPEE) y aquella que, en caso de no estar contenida en el RAIPEE, deberán facilitar al OS los sujetos titulares de las correspondientes unidades de programación de una forma fehaciente, y de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS. Se tendrán en cuenta además las posibles limitaciones transitorias de estos valores de potencia comunicados también de forma fehaciente por los sujetos titulares de estas unidades al OS.
El plan semanal de funcionamiento establecido por el OS tendrá en cuenta las características de las unidades de programación y la información estructural suministrada por el sujeto titular de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece el intercambio de información con el OS.
4.2. Actualización del volumen máximo de producción programable por garantía de suministro.-
El OS calculará diariamente, para cada una de las centrales que participan en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, el volumen máximo de producción que puede ser programado en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, como la diferencia entre el volumen máximo de producción fijado para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, y la energía efectivamente producida en cada una de las centrales desde el primer día del correspondiente año, salvo que se establezca un periodo de tiempo inferior.
Esta información se pondrá a disposición de cada uno del sujetos del mercado titulares de las centrales de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS.
4.3. Comunicación del plan semanal de funcionamiento.-
Con carácter semanal, antes de las 14:00 horas de cada jueves y para el horizonte que abarca toda la semana siguiente (de sábado a viernes, inclusive), el OS pondrá a disposición de cada sujeto del mercado, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS, el plan de funcionamiento horario de las unidades de programación para la solución de restricciones por garantía de suministro correspondiente a la siguiente semana (de sábado a viernes, inclusive), de las que sea titular cada sujeto del mercado.
De forma excepcional, el primer plan semanal de funcionamiento será comunicado por el OS a los sujetos del mercado antes de las 9:00 horas del día D-1, siendo D el primer día del mes siguiente al de entrada en vigor de este procedimiento de operación.
4.4. Actualización diaria del plan semanal de funcionamiento.-
El OS podrá proceder a realizar las modificaciones en el plan de funcionamiento semanal que sean necesarias para tener en cuenta la mejor información disponible en relación con:
La previsión de producción de origen renovable.
Las indisponibilidades sobrevenidas que afecten a las unidades de producción y/o a elementos de red.
Diariamente, dentro del plazo de tiempo fijado para la comunicación de información previa al mercado diario en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación, el OS pondrá a disposición de cada sujeto del mercado, el plan de funcionamiento semanal actualizado para los días siguientes al de actualización contemplados en el horizonte semanal, correspondiente a las unidades de programación de las que sea titular cada sujeto del mercado.
4.5. Establecimiento del plan de funcionamiento diario por garantía de suministro.-
Dentro del plazo de tiempo fijado para la recepción de nominaciones tras el mercado diario en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación, el OS podrá recibir la nominación, correspondiente al día de programación y con detalle horario, de los programas de producción por unidad de programación de las centrales térmicas del plan de funcionamiento actualizado que tienen asociadas dos o más unidades de programación.
En el caso de que el OS no haya recibido la nominación, o bien, habiéndose recibido dicha nominación, el valor total nominado fuese distinto al programa de producción establecido para la central en el plan de funcionamiento actualizado correspondiente al día de programación, el OS procederá a asignar a cada unidad de programación de la central el programa de producción establecido en el plan de funcionamiento semanal actualizado.
Para el resto de unidades incluidas en el plan de funcionamiento actualizado, el programa de producción de cada unidad de programación será igual al establecido en el plan de funcionamiento semanal actualizado.
Los sujetos titulares de unidades de programación de régimen ordinario, no incluidas en el Anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, y que utilicen como parte del combustible para la generación gas siderúrgico, deberán facilitar al OS, el valor del programa de venta de energía establecido en el PDBF necesario para el consumo de gas siderúrgico.
Estos programas de funcionamiento deberán ser comunicados al OS una vez publicado el PDBF y antes de transcurridos 30 minutos desde su publicación, al objeto de que dicha información pueda ser tenida en cuenta en la fase 2 del proceso de resolución de las restricciones por garantía de suministro.
El proceso para la resolución de las restricciones por garantía de suministro al programa diario base de funcionamiento consta de dos fases:
Fase 1: Modificación del programa PDBF por criterios de seguridad de suministro.
Fase 2: Reequilibrio de generación y demanda asociado a la solución de restricciones por garantía de suministro.
6.1. Fase 1:
Modificación del programa PDBF para la solución de restricciones por garantía de suministro.-El objetivo de esta fase es la determinación de las restricciones por garantía de suministro que puedan afectar al programa base de funcionamiento, identificando aquellas modificaciones de programa que sean necesarias para cumplir con los criterios de seguridad de suministro establecidos, con el respeto de las limitaciones de programa que haya sido preciso establecer por razones de seguridad del sistema.
6.1.1. Identificación de las restricciones por garantía de suministro.-
Las restricciones por garantía de suministro se identificarán a partir de la producción que se determine en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro para el día de programación correspondiente, siempre que dicha producción no de lugar a restricciones técnicas en el sistema eléctrico español, conforme a lo establecido en los procedimientos de operación.
6.1.2. Medios para la resolución de las restricciones por garantía de suministro.-
Para resolver las restricciones por garantía de suministro identificadas en el PDBF que afecten al sistema eléctrico peninsular español, el OS podrá establecer incrementos de la energía programada en el PDBF sobre las unidades de programación que formen parte del plan de funcionamiento diario por garantía de suministro para el día de programación correspondiente.
6.1.3. Establecimiento de limitaciones por seguridad del sistema.-
Antes de proceder a la solución de las restricciones por garantía de suministro al programa diario base de funcionamiento identificadas en el sistema eléctrico español, el OS establecerá, en su caso, las limitaciones que sean necesarias, por razones de seguridad del sistema, sobre los programas de producción de las unidades incluidas en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro y para el día de programación correspondiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
Una vez establecidas las limitaciones por seguridad sobre los programas de producción de las unidades de programación fijados en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro, el OS procederá a resolver las restricciones por garantía de suministro al programa diario base de funcionamiento.
6.1.4. Aplicación de los medios de resolución de restricciones por garantía de suministro.-
Los incrementos de programa para la resolución de las restricciones por garantía de suministro identificadas en el PDBF se efectuarán mediante la aplicación de redespachos de energía que respeten las limitaciones establecidas por seguridad y, hasta los valores de producción fijados en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro, dando lugar a nuevos programas de energía que estarán establecidos, siempre que así sea posible, en valores enteros de MWh, y que tendrán un valor no inferior al mínimo técnico de la correspondiente unidad, ni superior a la potencia máxima disponible en la unidad, potencia que en el límite será igual a la potencia activa neta registrada para la misma.
En el caso de que los incrementos de programa para la resolución de las restricciones por garantía de suministro no puedan ser compensados mediante la reducción de los programas de las instalaciones térmicas de producción de régimen ordinario emisoras de CO2 participantes en este proceso, de acuerdo con el mecanismo específico descrito en el apartado 6.2 de este procedimiento de operación, el OS podrá establecer incrementos de programa para la resolución de las restricciones por garantía de suministro inferiores a los fijados en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro, conforme a lo que se establece en el apartado 6.2.2 de este procedimiento de operación.
El OS establecerá las modificaciones de los programas correspondientes a la solución de restricciones por garantía de suministro, indicando para cada unidad de programación afectada por dicha modificación el tipo y magnitud del redespacho que le es aplicable de forma concreta, para lo que se utilizará la siguiente calificación:
UPOPVPGS: Unidad con programa obligado por garantía de suministro.
Unidad de venta de energía para la que se requiere el acoplamiento o el incremento de su programa de venta respecto al PDBF para la resolución de restricciones por garantía de suministro.
Los redespachos de energía correspondientes a la resolución de restricciones por garantía de suministro del PDBF, una vez incorporados en el PDVP, se considerarán firmes, manteniéndose sin variación el programa de energía de la unidad.
Los incrementos de programa respecto al PDBF que sean aplicados para la resolución de las restricciones por garantía de suministro serán valorados al precio de retribución de la energía fijado para cada central por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
6.2. Fase 2:
Reequilibrio de generación y demanda asociado a la solución de restricciones por garantía de suministro.-Una vez resueltas las restricciones por garantía de suministro identificadas en el PDBF y, las restricciones técnicas asociadas a la fase 1 del proceso de resolución de restricciones técnicas correspondiente a la modificación del programa PDBF por criterios de seguridad, junto con la reducción o anulación, en su caso, de los programas correspondientes a contratos bilaterales cuya generación y/o demanda haya sido reducida en dicha fase 1, de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas, el OS procederá a realizar las modificaciones de programa necesarias para equilibrar el incremento de generación que se haya producido como consecuencia de la resolución de restricciones por garantía de suministro.
En este proceso se respetarán las limitaciones establecidas, por razones de seguridad del sistema, en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas, de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
6.2.1. Medios para equilibrar el incremento de generación derivado de la resolución de restricciones por garantía de suministro.-
Para equilibrar el incremento de generación que se haya producido como consecuencia de la resolución de restricciones por garantía de suministro, el OS podrá proceder a la reducción de la energía programada en el PDBF por los titulares de unidades de venta de energía correspondientes a instalaciones térmicas de producción de régimen ordinario emisoras de CO2, que utilicen como combustible carbón (de importación o nacional), fuel o gas natural.
Quedarán exceptuadas de participar en este proceso las siguientes unidades térmicas de producción de régimen ordinario emisoras de CO2:
Las unidades participantes en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, de acuerdo con Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, y que no hayan alcanzado el volumen máximo de producción programable para cada año por garantía de suministro fijado por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
Las instalaciones que realicen actividades de cogeneración.
Las instalaciones a las que aplique la prima que se establece en los artículos 45 y 46 y en la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
Las instalaciones de producción en fase de pruebas preoperacionales de funcionamiento.
Las instalaciones de producción de régimen ordinario que utilicen como parte de combustible para la generación gas siderúrgico, por los valores del programa de funcionamiento establecido en el PDBF para el consumo de gas siderúrgico, que haya sido comunicado al OS de acuerdo con el apartado 5 de este procedimiento de operación.
6.2.2. Aplicación de los medios para equilibrar el incremento de generación debido a la resolución de restricciones por garantía de suministro.-
El OS determinará las reducciones que deban realizarse sobre el PDBF, para equilibrar en todos y cada uno de los periodos de programación los incrementos de programa que se hayan producido por la solución de restricciones por garantía de suministro teniendo en cuenta las modificaciones de programa establecidas en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas, una vez reducidos o anulados, en su caso, los programas correspondientes a contratos bilaterales cuya generación y/o demanda haya sido reducida en dicha primera fase, respetando las limitaciones de programa por seguridad aplicadas en la primera fase del proceso de solución de restricciones técnicas, de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
En el caso de que en un periodo horario de programación, los incrementos de programa horarios establecidos para la solución de restricciones por garantía de suministro sean iguales o inferiores a las modificaciones de programa horarias establecidas en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas, teniendo en cuenta en su caso, las reducciones o anulaciones de los programas correspondientes a contratos bilaterales cuya generación y/o demanda haya sido reducida, cuyo saldo neto horario represente una reducción del PDBF, se considerará equilibrado el incremento de generación derivado de la resolución de restricciones por garantía de suministro.
En el caso de que el saldo neto horario de las modificaciones de programa establecidas en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas, teniendo en cuenta en su caso, las reducciones o anulaciones de los programas correspondientes a contratos bilaterales cuya generación y/o demanda haya sido reducida, de lugar a un incremento del PDBF o que los incrementos de programa horarios establecidos para la solución de restricciones por garantía de suministro sean superiores a las modificaciones de programa establecidas en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas, una vez reducidos o anulados, en su caso, los programas correspondientes a contratos bilaterales cuya generación y/o demanda haya sido reducida en dicha primera fase, cuyo saldo neto horario represente una reducción del PDBF, el OS determinará las unidades que verán reducido su programa horario para la solución de los desequilibrios de producción derivados de la resolución de restricciones por garantía de suministro conforme a la aplicación de los siguientes criterios:
Asignación, en primer lugar, de las reducciones del programa PDBF de acuerdo con el orden de mérito descendente de los niveles de emisión de CO2 correspondiente a las distintas unidades de programación de carbón y fuel programadas en el PDBF y participantes en este proceso, respetando las limitaciones de programa por seguridad establecidas en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
Cuando exista más de una unidad con el mismo nivel de emisiones de CO2, se procederá a distribuir las reducciones de programa entre dichas unidades mediante un reparto a prorrata de la energía a reducir entre todas ellas con respecto al programa PDBF de la unidad en el periodo de programación correspondiente.
El nivel de emisión de CO2 de cada unidad se corresponderá con el que se fije de acuerdo con el apartado cuarto del Anexo I del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
Asignación posterior de las reducciones del programa PDBF sobre las unidades de programación que utilicen como combustible gas natural, de forma proporcional a la energía programada en el PDBF en el correspondiente periodo de programación.
En el caso de que tras la reducción de todos y cada uno de los programas del PDBF de las unidades de programación de carbón y fuel y, de las que utilicen como combustible gas natural, compatibles con el cumplimiento de las limitaciones por seguridad, no se haya podido equilibrar el incremento de generación derivado de la solución de restricciones por garantía de suministro, el OS procederá de la siguiente forma, una vez estén desarrolladas las aplicaciones informáticas necesarias y el OS haya comunicado a los sujetos del mercado su fecha de aplicación a través de la Web de Sujetos del Mercado del eSIOS:
Reducción, en primer lugar, del programa PDBF de las unidades de programación participantes en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, de acuerdo con Anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, que no hayan alcanzado el volumen máximo de producción programable para cada año por garantía de suministro fijado por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, hasta los valores de energía establecidos en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro.
Reducción de los incrementos de los programas de producción establecidos para la solución de restricciones por garantía de suministro, prorrateando la energía a reducir entre todas las unidades en proporción a los incrementos de los programas de producción establecidos. En este proceso se respetará el mínimo técnico de los grupos, teniendo en cuenta en su caso, el programa PDBF de estas unidades.
Si una vez reducidos los incrementos de los programas de producción establecidos para la solución de restricciones por garantía de suministro hasta el mínimo técnico de cada una de las unidades, persistiese aún un desequilibrio entre generación y demanda, se procederá a anular preferentemente los incrementos de los programas de producción por garantía de suministro de aquellas unidades que, resolviendo el desequilibrio entre generación y demanda, conlleve un menor movimiento de los incrementos de producción previamente establecidos por garantía de suministro en relación con el plan de funcionamiento semanal establecido por unidad de programación, en todos y cada uno de los periodos horarios del horizonte de programación. En este proceso de reducción participarán en primer lugar las unidades que en el PDBF tengan un programa horario nulo en todos y cada uno de los periodos que constituyen el horizonte diario de programación. En el caso de que más de una unidad hubiese resultado programada en el PDBF, se seleccionarán las unidades siguiendo el orden creciente de energía diaria programada en el PDBF y, cuando coincida dicho valor, se seleccionarán siguiendo en primer lugar, orden alfabético y finalmente, orden numérico.
Hasta poder disponer de las aplicaciones informáticas anteriores, el OS procederá a la anulación, en todos los periodos horarios del horizonte de programación, de los programas de producción de las unidades de programación establecidos de acuerdo con el plan de funcionamiento diario para la solución de restricciones por garantía de suministro que sean necesarios, hasta equilibrar el incremento de generación derivado de la solución de restricciones por garantía de suministro. En este proceso se respetarán las limitaciones establecidas por razones de seguridad del sistema y, siempre que sea posible, se anularán en primer lugar los programas de las unidades que no hayan resultado programadas en el PDBF y, preferentemente los de aquellas cuya anulación de los incrementos de programa para la solución de restricciones por garantía de suministro conlleve un menor movimiento de energía.
En los procesos de reducción del programa de energía respecto al PDBF de las unidades de programación de carbón, fuel y de las que utilicen como combustible gas natural, se respetarán los programas de energía de las unidades que tengan únicamente programa PDBF en uno o varios de los tres primeros periodos horarios que constituyen el horizonte diario de programación, a modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.
Las reducciones de programa respecto al PDBF que sean aplicadas para equilibrar los incrementos de generación derivados de la resolución de las restricciones por garantía de suministro serán valoradas al precio marginal horario resultante del mercado diario.
Tanto los incrementos de programa para la solución de restricciones por garantía de suministro como las reducciones de programa para equilibrar el incremento de generación derivado de las anteriores restricciones, serán incorporados en el programa diario viable provisional (PVP), que será publicado conforme al procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación.
Las indisponibilidades de unidades de producción que sean comunicadas con posterioridad a la publicación por el OS del plan de funcionamiento semanal actualizado serán tenidas en cuenta en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro de la misma forma que las indisponibilidades de unidades de producción con influencia en la seguridad del sistema que hayan sido comunicadas después de publicado el PDBF, conforme al procedimiento de operación por el que se establece la solución de restricciones técnicas.
Como resultado del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro del PDBF, el OS pondrá a disposición de los sujetos del mercado, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operación por el que se establecen los intercambios de información con el OS, las siguientes informaciones:
Los redespachos a subir aplicados sobre las unidades de programación para resolver las restricciones por garantía de suministro identificadas en el PDBF.
Los redespachos a bajar aplicados sobre las unidades de programación para equilibrar los incrementos de generación derivados de la solución de restricciones por garantía de suministro.
El OS pondrá también a disposición de los sujetos del mercado cualquier actualización de la información anterior puesta a su disposición en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro que haya sido precisa.
Estos intercambios de información serán efectuados a través de los medios y con la estructura definida en las versiones vigentes del procedimiento establecido para los intercambios de información del OS con los sujetos del mercado.
La posible identificación de anomalías y/o presentación de reclamaciones al proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro del PDBF, podría dar lugar a la repetición de este proceso en caso de que la solución de la anomalía así lo haga necesario, siempre que ello sea posible, con el debido respeto de los plazos de tiempo máximos admisibles establecidos y publicados por el OS, para garantizar que no se vean negativamente afectados los posteriores procesos de programación de la generación.
Una vez publicado el PDVP o cualquiera de los soportes de información asociados a la resolución de las restricciones por garantía de suministro del PDBF, los sujetos titulares de unidades de programación podrán presentar reclamaciones a este proceso, dentro del plazo de tiempo fijado en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación, mediante la aplicación de Gestión de Reclamaciones puesta a su disposición a estos efectos por el OS, pudiendo adelantar la información referente a la existencia de esta reclamación, a través de comunicación telefónica, fax o correo electrónico, siendo necesaria, en cualquier caso, la existencia de una comunicación formal expresa a través de la aplicación informática de gestión de reclamaciones, o por un medio escrito (fax o correo electrónico), para su consideración como reclamación formal.
10.1. Proceso de solución de restricciones técnicas.-
Las unidades de programación que participen en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1197, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica deberán presentar las ofertas específicas para la resolución de las restricciones técnicas de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establece la solución de restricciones técnicas.
En el caso de que en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro se haya incrementado el programa de una determinada unidad de programación, cualquier otro incremento de programa que sea establecido sobre dicha unidad por razones de seguridad del sistema en el proceso de resolución de restricciones técnicas, será valorado al precio de la oferta simple de restricciones, asignándose el correspondiente bloque de la oferta presentada de acuerdo con el punto de funcionamiento de la unidad resultante tras el incremento de programa establecido para la unidad para la solución de restricciones por garantía de suministro.
Las ofertas presentadas al proceso de solución de restricciones técnicas del PBF por las unidades de programación obligadas a participar en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, no se tendrán en cuenta en la fase 2 del proceso de resolución de restricciones técnicas, cuando resulte necesario resolver en esta fase un exceso de generación, conforme al procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
Las unidades de programación habilitadas para la solución de restricciones por garantía de suministro participarán en el proceso de solución de restricciones técnicas en el mercado intradiario y en tiempo real, conforme al procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones técnicas.
Cuando una unidad de programación, estando obligada a participar en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro, haya alcanzado el volumen máximo de producción programable por garantía de suministro pasará a participar en el proceso de solución de restricciones técnicas conforme a lo establecido en los correspondientes procedimientos de operación.
10.2. Prestación de servicios complementarios y participación en el proceso de gestión de desvíos generación-consumo.-
Las unidades de programación que participen en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1197, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica participarán en los servicios complementarios de regulación primaria, secundaria y terciaria, control de tensión de la Red de Transporte y, gestión de desvíos generación-consumo, de acuerdo con lo que se establece en los correspondientes procedimientos de operación.
En este apartado se describen con carácter general los principales aspectos del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro que tienen incidencia directa en la liquidación de este servicio de ajuste del sistema.
El cálculo de los derechos de cobro y de las obligaciones de pago derivados del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro está definido en el procedimiento de operación por el que se establecen los derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
11.1. Liquidación de las unidades con programa PDBF habilitadas para participar en el proceso de solución de restricciones por garantía de suministro.-
En el caso de que una unidad de programación resulte programada en el PDBF y esté obligada a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, hasta que no haya alcanzado el volumen máximo de producción programable anual por garantía de suministro, la energía programada en el PDBF hasta, en su caso, el valor de producción establecido en el plan de funcionamiento diario actualizado para dicha unidad, será valorada al precio resultante de la diferencia entre el precio de retribución de la energía establecido en el Anexo II del citado Real Decreto y el precio marginal horario del mercado diario, cuando el precio marginal sea superior al precio de retribución, dando lugar a una obligación de pago para el sujeto titular de la unidad; y al precio resultante de la diferencia entre el precio de retribución de la energía establecido en el Anexo II del citado Real Decreto y el precio marginal horario del mercado diario, cuando el precio marginal sea igual o superior al coste variable regulado e inferior al precio de retribución, establecidos mediante Resolución conforme al Anexo II del citado Real Decreto 134/2010, dando lugar a un derecho de cobro para el sujeto titular de la unidad.
11.2. Liquidación de la provisión del servicio de resolución de restricciones por garantía de suministro.-
La liquidación de la provisión del servicio de resolución de restricciones por garantía de suministro se establece con arreglo a la energía redespachada y los precios incorporados en estos redespachos, aplicados en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro del PDBF, y en los casos en que así sea aplicable, conforme a las medidas de energía.
11.3. Liquidación de los programas de energía.-
Los redespachos y precios incorporados en los mismos aplicables a cada una de las unidades de programación que han modificado su programa como consecuencia del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro del PDBF están especificados en el anexo de este procedimiento.
11.4. Liquidación conforme a las medidas de energía.-
La liquidación con medidas será aplicable a las unidades de programación para las que se haya establecido un aumento de su programa respecto al PDBF para la resolución de las restricciones por garantía de suministro y para las que hayan resultado programadas en el PDBF, hasta los valores establecidos en el plan de funcionamiento diario actualizado.
11.5. Distribución de los sobrecostes derivados del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.-
Los sobrecostes del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro serán calculados y repercutidos de acuerdo con los criterios especificados en el procedimiento de operación por el que se establecen los derechos de cobro y las obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.
Redespachos y precios aplicables a la prestación del servicio de resolución de restricciones por garantía de suministro del programa diario base de funcionamiento
1.1. Incrementos del programa PDBF para la solución de restricciones por garantía de suministro.-
Los redespachos de energía a subir de tipo UPOPVPGS programados en el PDVP para la resolución de restricciones por garantía de suministro incorporarán el precio de retribución de la energía fijado para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
1.2. Reducciones del programa PDBF para equilibrar los incrementos de generación derivados de la solución de restricciones por garantía de suministro.-
Los redespachos de energía a bajar programados en el PDVP para equilibrar los incrementos de programa derivados de la solución de restricciones por garantía de suministro, aplicados sobre una transacción del mercado diario (redespacho ECOGS) o sobre una unidad de venta asociada a un contrato bilateral con entrega física (redespacho ECOCBGS), incorporarán el precio correspondiente al precio marginal horario del mercado diario.
El OS determinará con arreglo a las medidas, en aquellos casos en que sea aplicable, las modificaciones que sean precisas para los precios incorporados en los redespachos programados, teniendo en cuenta el hecho de que se hayan producido éstos de forma efectiva de acuerdo con las medidas recibidas, así como la energía real medida para la unidad y la energía para ella programada por garantía de suministro.
En el caso de que la energía medida en una hora para una unidad de programación sea inferior a la suma de la energía programada en el PBF más la programada a subir por garantía de suministro y hasta, en su caso, el valor establecido en el plan de funcionamiento actualizado para la solución de restricciones por garantía de suministro, la energía incumplida será valorada al precio resultante de la diferencia entre el precio de retribución de la energía establecido mediante Resolución de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, y el precio marginal horario del mercado diario, dando lugar a una obligación de pago para el sujeto titular cuando el precio de retribución sea superior al precio marginal horario del mercado diario y, en caso contrario, a un derecho de cobro.
El objeto de este procedimiento es:
Establecer la prioridad de asignación de los fondos disponibles para equilibrar los posibles déficits en la liquidación mensual del operador del sistema derivados de anotaciones en cuenta cuyo saldo tiene la consideración de ingreso o coste liquidables del sistema a los efectos de lo dispuesto en 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.
Establecer el precio medio de pagos por capacidad a aplicar a la demanda de comercializadores y consumidores directos en las liquidaciones sin medidas de demanda.
Establecer la liquidación de la regularización anual por exceso o defecto en la retribución por garantía de suministro según se establece en el Real Decreto 134/2010..
Este procedimiento de operación es de aplicación al Operador del Sistema, a los sujetos productores con derechos de cobro por incentivo a la inversión o por restricciones por garantía de suministro y a los comercializadores y consumidores directos.
En las liquidaciones sin medidas de demanda el precio medio de pagos por capacidad a aplicar por el Operador de Sistema se estimará del modo siguiente para cada sujeto:
Consumidores directos: el precio de pago por capacidad a aplicar en las liquidaciones sin medidas será el correspondiente a su tarifa de acceso.
Comercializadores que disponen de algún mes con cierre de medidas de demanda liquidadas. El precio medio se calculará, para cada comercializador, ponderando los precios de cada tarifa de acceso con el porcentaje de demanda mensual en barras de central en cada tarifa de acceso, obtenido con las medidas liquidadas en el mismo mes del año anterior, o en el caso de no disponer de medidas en dicho mes, con las medidas del último mes con liquidación de medidas.
Comercializadores que no disponen de algún mes con medidas de demanda liquidadas. El precio se calculará para todos estos comercializadores, ponderando los precios con los porcentajes de demanda mensual en barras de central en cada tarifa de acceso obtenidos con las medidas liquidadas a la demanda de comercializadores libres, o en su caso, de comercializadores de último recurso, en el mismo mes del año anterior, salvo que el comercializador comunique una previsión justificada de porcentajes de demanda.
Los porcentajes comunicados por el comercializador serán aplicados para la obtención de su precio medio de pagos por capacidad hasta que disponga de un mes con medidas liquidadas.
Saldo diferencial de pagos por capacidad de la liquidación n del mes m. Diferencia del saldo de los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en las liquidaciones n y n-1 del mes m, según lo establecido en el Anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007 y los derechos de cobro y obligaciones de pago derivados de los contratos del servicio de disponibilidad.
Saldo diferencial de restricciones por garantía de suministro de la liquidación n del mes m. Diferencia del saldo de los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en las liquidaciones n y n-1 del mes m, según lo establecido en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro.
Saldo diferencial del cierre de energía de la liquidación n del mes m. Diferencia del saldo de los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados en las liquidaciones n y n-1 del mes m, según lo establecido en la disposición adicional segunda del Real Decreto 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, y en la disposición adicional quinta de la Orden ITC/913/2006, añadida en la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica.
Saldo diferencial neto de la liquidación n del mes m a liquidar por el Operador del Sistema con la CNE. Suma de los saldos diferenciales de pagos por capacidad, de restricciones por garantía de suministro y de cierre de energía de la liquidación n del mes m que se anotan al operador del sistema y que tienen la consideración de ingreso o coste liquidable a efectos del Real Decreto 2017/1997.
Fondos disponibles en el mes M. Fondos a disposición del operador del sistema para resolver los saldos deficitarios en las liquidaciones con cierre en la segunda quincena del mes M.
En la primera quincena del mes M se cierra la Liquidación Inicial Provisional Segunda para la que se aplicarán los criterios siguientes:
a) Si los saldos diferenciales de pagos por capacidad y de restricciones por garantía de suministro son deficitarios, se procederá del modo siguiente:
El saldo diferencial deficitario de pagos por capacidad se repartirá anotando una obligación de pago provisional a cada unidad de programación de producción en proporción a su derecho de cobro por incentivo a la inversión.
El saldo diferencial deficitario de restricciones por garantía de suministro se repartirá anotando una obligación de pago provisional a cada unidad de programación de producción en proporción a su saldo acreedor mensual de los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados por garantía de suministro.
El operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía los fondos necesarios para resolver el déficit pendiente.
b) Si el saldo diferencial de pagos por capacidad es excedentario y el saldo diferencial de restricciones por garantía de suministro es deficitario, el primero será fondo disponible para sufragar el segundo.
Si el saldo diferencial excedentario no es suficiente, se anotará una obligación de pago provisional a cada unidad de programación de producción en proporción a su saldo acreedor mensual de los derechos de cobro y obligaciones de pago anotados por garantía de suministro.
Si el saldo diferencial excedentario es suficiente y queda saldo disponible, éste se considerará fondo disponible para las liquidaciones con cierre en la segunda quincena del mes M.
c) Si el saldo diferencial de pagos por capacidad es deficitario y el saldo de diferencial restricciones por garantía de suministro es excedentario, el segundo será fondo disponible para sufragar el primero.
Si el saldo excedentario no es suficiente, se anotará una obligación de pago provisional a cada unidad de programación de producción en proporción a su derecho de cobro por incentivo a la inversión.
El operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía los fondos necesarios para resolver el déficit anterior.
Si el saldo diferencial excedentario es suficiente y queda saldo disponible, éste se considerará fondo disponible para las liquidaciones del operador del sistema con cierre en la segunda quincena del mes M.
d) Si ambos saldos diferenciales son excedentarios, el importe resultante se considerará fondo disponible para las liquidaciones del operador del sistema con cierre en la segunda quincena del mes M.
En la segunda quincena del mes M se cierran las liquidaciones siguientes:
Liquidación Inicial Provisional Primera del mes M.
Liquidación Intermedia Provisional del mes M-3.
Liquidación Final Provisional del mes M-8.
Liquidación Final Definitiva del mes M-10.
Los fondos disponibles para las liquidaciones con cierre en la segunda quincena del mes M serán la suma de:
Fondos transferidos por la CNE al operador del sistema para resolver déficits pendientes, recibidos el día hábil anterior al día de avance de cada liquidación.
Saldos diferenciales excedentarios de liquidaciones con cierre en el mes M.
Los fondos disponibles se asignarán con la siguiente prioridad:
a) Se resolverán los saldos diferenciales deficitarios de la Liquidación Final Definitiva del mes M-10. En el caso de que los fondos no fueran suficientes:
a.1) Se resolverán los déficits de los saldos de pagos de capacidad y garantía suministro con los criterios de prioridad establecidos en el apartado 4.
a.2) Si los fondos disponibles restantes no fueran suficientes para resolver el déficit pendiente por cierre de energía, se anotará una obligación de pago provisional a los comercializadores y consumidores directos en proporción a sus pérdidas liquidadas.
Tan pronto como se disponga de los fondos necesarios para resolver los déficits pendientes se procederá a realizar una Liquidación Excepcional de Regularización de Déficits de la Liquidación Final Definitiva en la que solamente se incluirán los las anotaciones relativas a la regularización.
b) Se resolverán los saldos diferenciales deficitarios de la Liquidación Final Provisional del mes M-8. En el caso de que los fondos no fueran suficientes se aplicarán los mismos criterios que en el punto a.
Los déficits pendientes se resolverán, en su caso, en la Liquidación Final Definitiva.
c) Se resolverán los saldos diferenciales deficitarios de la Liquidación Intermedia Provisional del mes M-3. En el caso de que los fondos no fueran suficientes se aplicarán los mismos criterios que en el apartado 4.
Los déficits pendientes se resolverán, en su caso, en la Liquidación Final Provisional.
d) Se resolverán los saldos diferenciales deficitarios de la Inicial Provisional Primera del mes M. En el caso de que los fondos no fueran suficientes se aplicarán los mismos criterios que en el apartado 4.
El operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía los fondos necesarios para resolver los déficits pendientes de las liquidaciones cerradas en el mes M.
El operador del sistema liquidará, en su caso, con la Comisión Nacional de Energía los saldos diferenciales excedentarios de la liquidaciones del mes M, tras resolver los déficits de las liquidaciones cerradas el mes M.
El operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía los fondos necesarios derivados de resoluciones de nuevos derechos de cobros que afecten a liquidaciones pendientes.
El operador del sistema comunicará a la Secretaría de Estado de Energía y a la Comisión Nacional de Energía qué centrales han sobrepasado el volumen de producción de energía fijado por la Secretaría de Estado de Energía y que implique una retribución por encima del 5 por ciento de la inicialmente establecida por garantía de suministro, para que Secretaría de Estado de Energía fije los nuevos precios de retribución de la energía. El operador del sistema procederá a liquidar el exceso de retribución en concepto de coste correspondiente al volumen máximo de producción alcanzado por la central.
El operador del sistema efectuará una liquidación final del exceso o defecto de retribución en función del cálculo de los costes reales que le comunique la Comisión Nacional de Energía y en función de las ayudas u otros ingresos asociados al funcionamiento al amparo del Real Decreto 134/2010 que le comunique la Comisión Nacional de Energía.
A efectos de lo dispuesto en el párrafo anterior el operador del sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía la información que le sea requerida.
Los excesos o defectos de retribución a los que se refiere el Anexo II del Real Decreto 134/2010 que sean comunicados por la Comisión Nacional de la Energía al operador del sistema con posterioridad al cierre de la Liquidación Final Definitiva de un mes, se incluirán en la siguiente liquidación de cualquier mes.
Las obligaciones de pago liquidadas con el operador del sistema por este concepto en el mes M no tendrán la consideración de fondo disponible para las liquidaciones realizadas en el mes M.
Procedimiento de operación del Sistema P.O.—3.1 programación de la generación, dejado sin efecto por el apartado tercero de la Res. de 24 de julio de 2012, 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.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica («B.O.E.» 10 agosto).Vigencia: 11 agosto 2012
Redespachos y precios aplicables a la prestación del servicio de resolución de restricciones técnicas
Procedimiento de operación del Sistema P.O.—3.2 resolución de restricciones técnicas, dejado sin efecto por el apartado tercero de la Res. de 24 de julio de 2012, 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.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica («B.O.E.» 10 agosto).Vigencia: 11 agosto 2012
Procedimiento de operación del Sistema P.O.—9 información intercambiada por el operador del sistema, dejado sin efecto por el apartado tercero de la Res. de 24 de julio de 2012, 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.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica («B.O.E.» 10 agosto).Vigencia: 11 agosto 2012
Procedimiento de operación del Sistema P.O.—14.4 derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema, dejado sin efecto por el apartado tercero de la Res. de 24 de julio de 2012, 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.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica («B.O.E.» 10 agosto).Vigencia: 11 agosto 2012

References: Resolución 
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 artículo 25
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